TESE Fernando Marques - Início | IEE - Instituto de … À Professora Virgínia Parente, minha orientadora, por todo o apoio recebido ao longo do doutoramento e do desenvolvimento

UNIVERSIDADE DE SÃO PAULO

PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ENERGIA

PPGE

(EP / FEA / IEE / IF)

REDUÇÃO DE ASSIMETRIA DE INFORMAÇÃO NA REVISÃO

TARIFÁRIA DA DISTRIBUIÇÃO DE GÁS CANALIZADO NO

BRASIL: PROPOSTA DE UMA METODOLOGIA BASEADA NA

ANÁLISE DA GERAÇÃO DE VALOR

Fernando Mario Rodrigues Marques

São Paulo

2009

Fernando Mario Rodrigues Marques

REDUÇÃO DE ASSIMETRIA DE INFORMAÇÃO NA REVISÃO

TARIFÁRIA DA DISTRIBUIÇÃO DE GÁS CANALIZADO NO

BRASIL: PROPOSTA DE UMA METODOLOGIA ATRAVÉS DA

ANÁLISE DA GERAÇÃO DE VALOR

Tese apresentada ao Programa de Pós-

Graduação em Energia da Universidade de São

Paulo (Escola Politécnica / Faculdade de

Economia e Administração / Instituto de

Eletrotécnica e Energia / Instituto de Física)

para obtenção do título de Doutor em Energia.

Orientadora: Profª. Drª. Virginia Parente

São Paulo

2009

É PERMITIDA A REPRODUÇÃO E DIVULGAÇÃO TOTAL OU PARCIAL DESTE

TRABALHO, POR QUALQUER MEIO CONVENCIONAL OU ELETRÔNICO,

PARA FINS DE ESTUDO E PESQUISA, DESDE QUE CITADA A FONTE.

FICHA CATALOGRÁFICA

Marques, Fernando Mario Rodrigues

Redução de assimetria de informação na revisão tarifária da

distribuição de gás canalizado no Brasil: Proposta de uma metodologia baseada na análise da geração de valor / Fernando Mario Rodrigues Marques; orientadora Virginia Parente – São Paulo, 2009

146 p.: il.; 30 cm.

Tese (Doutorado – Programa de Pós-Graduação em Energia) – EP / FEA / IEE / IF da Universidade de São Paulo. 1. Gás natural – aspectos econômicos – Brasil I. Título.

DEDICATÓRIA

À Elisabeth, minha esposa, Felipe e

Gustavo, meus filhos, pelo carinho,

amor, apoio, compreensão e estímulo.

AGRADECIMENTOS

À Professora Virgínia Parente, minha orientadora, por todo o apoio recebido ao longo do

doutoramento e do desenvolvimento deste trabalho.

Ao Professor Edmilson Moutinho dos Santos, pelo estímulo e inspiração que me propiciou ao

ministrar as disciplinas de Petróleo e Gás Natural.

À Maria de Fátima Atanazio Mochizuki, Maria Penha da Silva Oliveira e Maria de Lourdes

Montrezol, da Biblioteca do IEE/USP, pela ajuda nas pesquisas bibliográficas e na formatação

do texto.

Aos Professores George Ohanian e Roberto Calfat, pela colaboração e as sugestões

enriquecedoras na ocasião do meu exame de qualificação.

Aos colegas de mestrado e doutorado, pela amizade e convívio agradável.

Ao corpo docente do Programa de Pós-Graduação em Energia da USP (PPGE), por contribuir

sobremaneira para a minha formação.

RESUMO

MARQUES, F. M. R. Redução da Assimetria de Informação na Revisão Tarifária da

Distribuição de Gás Canalizado no Brasil: Proposta de uma Metodologia Baseada na

Análise da Geração de Valor, 2009, 146 p. Tese de Doutorado, Programa de Pós-Graduação

em Energia da Universidade de São Paulo. São Paulo. Brasil.

A tarefa de regular um mercado estruturado sob a forma de monopólio natural, como no

caso da distribuição de gás canalizado no Brasil, implica assegurar o equilíbrio econômico-

financeiro das firmas reguladas, garantindo, ao mesmo tempo, modicidade tarifária e nível de

excelência na qualidade dos serviços prestados. Para isso, a questão da formação de preços é

crítica, pois envolve aspectos do excedente e sua distribuição. Por esta razão, dentre as

atribuições do órgão regulador, destaca-se o estabelecimento de regras tarifárias que

conciliem os interesses dos consumidores e da empresa regulada. Entretanto, a tarefa de

desenhar tarifas justas é afetada pela assimetria de informações entre o órgão regulador e a

firma regulada, em favor da última. Este trabalho sugere a incorporação da metodologia do

Economic Value Added – EVA® no processo de revisão tarifária. Tal incorporação, conforme

demonstrado, permite ao regulador avaliar a geração de valor do setor e reduzir a assimetria

informacional entre concessionárias e agência reguladora. Além disso, facilita o repasse de

eventuais excessos de geração de valor aos consumidores, em benefício da sociedade.

Palavras-chaves: Assimetria de informação, Economic value added (EVA®), gás canalizado,

gás natural, geração de valor, revisão tarifária.

ABSTRACT

MARQUES, F. M. R. Reduction of Asymmetry of Information in the Tariff Revision in

the Brazilian Pipeline Gas Distribution: Proposal for a Methodology through Value

Generation Analysis, 2009, 146 p. Doctorate Thesis. Program of Pos Graduation In Energy.

Universidade de São Paulo. São Paulo. Brazil.

Regulating a structured market under natural monopoly such as the Brazilian pipeline gas

distribution implies in assuring an economic and financial equilibrium of the regulated firms

as well as guaranteeing the tariff moderateness and service quality excellence. In order to

achieve this pricing is crucial, for it encompasses surplus and surplus distribution. Therefore,

the role of setting tariff rules of the regulator agency, stands out so that these rules conciliate

the interests of both consumers and the regulated companies. However, outlining fair tariffs is

impacted by asymmetrical information between regulator agency and regulated firms in favor

of the latter. This study suggests incorporating the Economic Value Added methodology in

tariff revision process. This incorporation allows the regulator to evaluate the value generation

in the sector and to reduce asymmetrical information between companies regulated and the

regulator. In addition to this, it makes it easier to allocate the possible value generation

surplus to the consumers in favor of the society.

Key words: Asymmetrical information, economics regulation, tariff revision, value

generation, economic value added (EVA®), natural gas, and pipeline gas.

LISTA DE FIGURAS

Figura 1: Ciclo Sustentável da Geração de Valor......................................................... 23

Figura 2: Demonstração do Cálculo do EVA®............................................................ 34

Figura 3: Balanço Normal e Balanço EVA® ............................................................... 35

Figura 4: Evolução da Teoria da Regulação com Foco na Assimetria da Informação 64

Figura 5: Mecanismo da Revisão Tarifária no Estado de São Paulo............................ 79

Figura 6: Fórmula do P0.............................................................................................................................................80

Figura 7: Direcionadores de EVA® ............................................................................ .97

LISTA DE TABELAS

Tabela 1: Vendas de Gás em milhões de m³ por Distribuidora.................................... 57

Tabela 2: Lista de empresas analisadas e Vendas de Gás por Distribuidora................ .89

Tabela 3: Valores do EVA® ........................................................................................ 90

Tabela 4: Desdobramento do EVA® consolidado ....................................................... 91

Tabela 5: EVA® e ROIC.............................................................................................. 92

Tabela 6: Retorno sobre o Capital Investido ............................................................... 96

LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS

ABEGÁS – Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado

AGENERSA – Agência Reguladora de Energia e Saneamento Básico do Rio de Janeiro

ANEEL – Agência Nacional de Energia Elétrica

ANP – Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis

ARSESP – Agência Reguladora de Saneamento e Energia do Estado de São Paulo

Bar – Unidade de pressão

Bahiagás – Companhia de Gás da Bahia

BBRB – Base de Remuneração Regulatória Bruta

BBRL – Base de Remuneração Regulatória Líquida

BEN – Balanço Energético Nacional

CAPEX – Gastos de Capital

CEG – Companhia de Distribuição de Gás do Rio de Janeiro

CEG RIO – Companhia de Distribuição de Gás do Rio de Janeiro

Compagás – Companhia Paranaense de Gás

CDL – Companhias Distribuidoras Locais

CI – Capital Investido

CMPC – Custo Médio Ponderado de Capital

Comgás – Companhia de Gás de São Paulo

CSLL – Contribuição Social sobre o Lucro Líquido

EIA – Energy Information Association

EVA® – Economic Value Added (Valor Econômico Agregado)

FCD – Fluxo de Caixa Descontado

F–T – Fischer Tropsch

Gasbol – Gasoduto Bolívia–Brasil

GLP – Gás Liquefeito de Petróleo

GN – Gás Natural

GNC – Gás Natural Comprimido

GNL – Gás Natural Liquefeito

GNV – Gás Natural Veicular

GTL – Gas to Liquids

IGN – Indústria de Gás Natural

IR – Imposto de Renda

MM – Margem Máxima

MME – Ministério de Minas e Energia

NOPAT – Net Operating Profit After Taxes

OPEP – Organização dos Países Exportadores de Petróleo

OPEX – Custos e Despesas Operacionais

Plangás – Plano de Antecipação da Produção de Gás

Petrobras – Petróleo Brasileiro S.A.

Psig – Pound force per square inch gauge (libra por polegada quadrada manométrica)

PPT – Programa Prioritário de Termoeletricidade

ROIC – Return On Invested Capital (Retorno sobre o Capital Investido)

TBG – Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia–Brasil

TNS – Transportadora do Nordeste e Sudeste

VBM – Value Based Management

UPGN – Unidade de Processamento de Gás Natural

WACC – Weigheted Average Cost of Capital

SUMÁRIO

Introdução ..........................................................................................................................14

Capítulo 1 – Revisão Teórica sobre Geração de Valor.................................................. 21

1.1 Gestão Baseada em Valor......................................................................................21

1.2 Geração de Valor ...................................................................................................26

1.3 Valor Econômico Agregado ..................................................................................28

1.4 Componentes do EVA ...........................................................................................32

1.5 Considerações Finais .............................................................................................41

Capítulo 2 – A Indústria Brasileira de Gás Natural .....................................................43

2.1 A Evolução do Gás Natural na Matriz Energética Brasileira ...........................43

2.2 A Cadeia Produtiva do Gás Natural ....................................................................45

2.3 Breve Histórico da Indústria do Gás Natural .....................................................50

2.4 A Verticalização das Atividades de Gás Natural ................................................53

2.5 Regulação da Atividade de Distribuição de Gás Natural...................................58


Capítulo 3 – Regulação Econômica com Foco na Assimetria Informacional ..............62

3.1 Abordagem Tradicional ........................................................................................65

3.2 Teoria da Captura .................................................................................................67

3.3 Abordagem Institucionalista.................................................................................70

3.4 Informação Assimétrica e Regulação ..................................................................72

3.5 Revisão Tarifária da Distribuição de Gás Natural Canalizado.........................77


Capítulo 4 – Metodologia e Análise de Desempenho das Distribuidoras de

Gás Natural ........................................................................................................................87

4.1 Premissas Assumidas.............................................................................................87

4.2 Análise dos Resultados das Concessionárias de Distribuição de Gás

Natural Canalizado via EVA................................................................................89

4.3 Redução da Assimetria de Informação por meio do EVA.................................92


Conclusão ...........................................................................................................................100

Referências Bibliográficas ................................................................................................110

Anexos.................................................................................................................................121

14

Introdução

O presente trabalho visa contribuir com a estruturação de uma metodologia que auxilie na

redução da assimetria de informações existente entre o órgão regulador e as empresas

reguladas do setor de distribuição de gás natural no Brasil. Levando-se em conta que apenas

as empresas reguladas têm acesso a seus verdadeiros custos e resultados, a tarefa de descobrir

se os dados econômico-financeiros informados ao regulador refletem de fato a realidade

dessas empresas é um desafio complexo para as agências reguladoras nos momentos de

revisão tarifária, quando são estabelecidas as tarifas que vigorarão nos anos seguintes1. Este

trabalho sugere a incorporação ao processo de revisão tarifária de uma metodologia que

contemple a análise de geração de valor como uma melhor proxy do desempenho operacional

das concessionárias de distribuição de gás natural, visando facilitar a tarefa do órgão

regulador de verificar o equilíbrio econômico-financeiro das empresas reguladas e atingir a

modicidade tarifária.

As várias fontes de energia, entre as quais o gás natural, são vitais para a organização

econômica e social de todos os países. Não há desenvolvimento econômico e social sem

suprimento de energia. As formas de produção e o consumo de energia têm uma série de

impactos sobre o desenvolvimento econômico e social e o meio ambiente. Desta forma, a

energia ocupa um papel de destaque no processo de definição e implantação das estratégias

empresariais e na agenda de políticas governamentais.

A segurança do abastecimento energético e a busca do desenvolvimento sustentável, com

atenção crescente ao tema do impacto ambiental da produção e uso de energia são,

atualmente, objetivos de política energética da maioria das nações. No front externo, os

aspectos geopolíticos condicionam e influenciam as decisões governamentais em matéria de

política energética; no plano doméstico, a necessidade imperiosa de garantir a segurança do

abastecimento energético leva os governos a criarem mecanismos de coordenação das

decisões das empresas e dos consumidores. As falhas de governo que porventura ocorram no

exercício desta missão podem se traduzir em custos políticos, sociais e ambientais elevados.

A regulação dos setores de infra-estrutura no Brasil, no qual se insere o setor de energia,

tem passado por um processo intenso de mudança não apenas em relação às transformações

na configuração industrial, mas também em função da redução das barreiras institucionais e

1 O período de vigência da tarifa depende do órgão regulador de cada Estado. No caso de São Paulo, a tarifa revisada é fixada para os próximos cinco anos.

15

do aperfeiçoamento dos marcos regulatórios. A tarefa de regular um setor da economia

implica promover um ambiente seguro e confiável que estimule os investimentos, assegure o

equilíbrio econômico-financeiro, o contínuo aumento da produtividade e do aprimoramento

dos serviços das empresas reguladas, bem como a garantia de modicidade tarifária.

Por essa razão, dentre as atribuições do órgão regulador, destaca-se a tarefa de fixar regras

tarifárias que conciliem os interesses dos consumidores e da firma regulada. Entretanto, a

tarefa de estabelecer tarifas justas é afetada pela assimetria de informações entre o regulador e

o regulado, em favor do último. Isto ocorre porque, naturalmente, a empresa regulada tem um

conhecimento profundo de suas atividades, etapas de produção e estrutura de custos, enquanto

o regulador não possui tais informações no mesmo grau de detalhamento e fidelidade.

Significa que as decisões tomadas pelo regulador muitas vezes podem se subordinar ao

conjunto de informações fornecidas pelos regulados.

A revisão das tarifas é um tema de fundamental importância porque seus resultados

produzem reflexos em toda a sociedade. A elevação exagerada das tarifas pode, por um lado,

onerar injustamente os consumidores, e uma redução excessiva, por outro, pode reduzir a

capacidade de investimentos das empresas e comprometer tanto sua sustentabilidade

econômica quanto a qualidade dos serviços no futuro. Assim, torna-se relevante o regulador

dispor de instrumentos de mensuração do desempenho dos regulados que induza a firma

regulada a revelar as informações de que o regulador necessita, além de estimular a empresa

regulada a ser eficiente e repartir seus ganhos de eficiência com consumidores.2

A descoberta tardia de reservas significativas em território brasileiro fez do uso do gás

natural uma prática recente no Brasil. Somente nos últimos 20 anos a produção e a oferta

interna deste energético vêm apresentando um crescimento significativo. Especialmente na

última década, a indústria de gás brasileira ganhou destaque e notoriedade, seja pelo aumento

da participação do gás natural na matriz energética do país, seja pelas alterações inseridas pelo

governo boliviano no mercado de gás, ou, ainda, em decorrência das recentes descobertas

anunciadas pela Petrobras, incluindo a região da plataforma marítima denominada pré-sal.

O uso do gás natural no Brasil, em suas mais diversas aplicações, tem mostrado

crescimento elevado nos últimos anos, passando de 2,7% em 1987 para cerca de 10,2% de

2 Duas preocupações básicas norteiam os formuladores de políticas públicas: eficiência e equidade. A primeira refere-se à propriedade da alocação de um recurso maximizar o excedente total recebido por todos os membros da sociedade; e a segunda refere-se à imparcialidade na distribuição do bem-estar entre os diversos compradores e vendedores (MANKIW, 2006).

16

participação na matriz energética brasileira de 2008 (RESENHA ENERGÉTICA

BRASILEIRA, 2009). Este energético responde por 18,7% da oferta interna de energia não-

renovável e participa com 5,9% na estrutura de oferta interna de energia elétrica (Resenha

Energética Brasileira, 2008 Preliminar). A indústria brasileira de gás natural respalda-se em

um total de 365 bilhões de m³ de reservas domésticas provadas em fins de 2007 (ANP, 2009),

tendo as distribuidoras de gás natural canalizado atingido 49 milhões de m³/dia de vendas3 no

mercado brasileiro no final de 2008. A receita bruta dessas distribuidoras alcançou algo em

torno de R$ 14 bilhões em 2008. O gás natural apresenta-se, assim, como fonte de energia

primária com vigorosa penetração na estrutura produtiva do país, constituindo-se em um

insumo de implicações relevantes na formulação da política econômica e do planejamento

energético brasileiro.

Apesar dos avanços, a indústria de gás natural no Brasil pode ser considerada incipiente

quando comparada à de outros países de indústria mais tradicional e madura. Até pouco

tempo, o mercado brasileiro se caracterizava pela presença de uma única empresa estatal e

totalmente integrada (Petrobras), operando em toda a cadeia do gás natural, do upstream ao

downstream. A flexibilização do monopólio no setor de petróleo e gás no Brasil trouxe outras

empresas ao mercado, novas regras e uma agência reguladora – a Agência Nacional de

Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

O processo de desverticalização do setor de gás, assim como das outras public utilities,

transformou-se em um dos ícones da política governamental brasileira a partir de meados da

década de 90, destacando-se as seguintes regulamentações pertinentes ao setor de gás:

Emenda Constitucional n° 5, de 1995, que pôs fim ao monopólio da Petrobras nos serviços de

distribuição de gás canalizado; a Emenda Constitucional n° 9, de 1995, que permitiu, entre

outras coisas, a entrada de empresas privadas na atividade de refino do petróleo nacional ou

importado, na importação e exportação, e no transporte de petróleo, derivados e gás natural; a

Lei n° 9.478, de 1997, conhecida como Lei do Petróleo, que, entre outras coisas, criou a ANP

como agência reguladora responsável pelo setor de gás natural; e recentemente, a Lei n°

11.909, de março de 2009, conhecida como Lei do Gás, constituindo-se em marco regulatório

da indústria de gás natural, regulamentando transporte, tratamento, processamento,

estocagem, liquefação, regaseificação e comercialização do gás natural. Verifica-se que a

indústria de gás natural (GN) tem apresentado riscos de regulação em função de um

3 Revista Brasileira de Energia, fevereiro de 2009.

17

arcabouço legal baseado, até recentemente, na Lei do Petróleo. Contudo, o novo marco

regulatório, a Lei do Gás, sinaliza maior competição futura no mercado de GN. A

continuidade dos investimentos no setor de distribuição de gás natural no Brasil dependerá

fundamentalmente do relacionamento entre órgão regulador e empresas reguladas, sendo o

processo de definição e execução da metodologia de revisão tarifária um item crucial nesta

jornada.

Diante da crescente importância do gás natural no cenário energético brasileiro, tornam-se

necessários vultosos investimentos na infra-estrutura de toda a cadeia produtiva. Entretanto,

para que isto ocorra, é preciso que o setor de gás natural gere valor, ou seja, que o retorno

sobre o capital investido pelas empresas que atuam neste segmento de mercado seja superior

ao custo do capital empregado. Desta forma, mais investidores serão atraídos, ofertando os

recursos necessários à garantia do crescimento do setor ao longo do tempo. Dentre as

atividades vitais para o funcionamento eficiente da cadeia produtiva do gás natural destaca-se

a distribuição.

A criação e o gerenciamento de valor tornaram-se as principais atividades das corporações

modernas no que concerne ao alinhamento dos interesses da administração com os dos

acionistas. A busca de valor pelas empresas é reconhecida como benéfica à sociedade na

medida em que direciona recursos escassos para um uso mais racional e para usuários mais

produtivos, contribuindo para o crescimento econômico e a melhoria do padrão de vida dos

países.

As empresas criam valor para o acionista ao identificar e empreender investimentos que

geram retorno maior que o custo do capital empregado. A competição entre as empresas por

fundos que financiam seus investimentos atrai o capital aos melhores projetos, e a economia

como um todo se beneficia, na medida em que os recursos são direcionados ao uso mais

produtivo. Desta maneira, a produtividade dos recursos é otimizada, resultando em mais bens,

serviços e empregos para a sociedade. Como a distribuição de gás natural no Brasil é um setor

estratégico, é necessária a geração de valor de forma a atrair investidores que garantam sua

expansão de acordo com as necessidades do crescimento econômico.

A literatura financeira moderna tem destacado o Economic Value Added – EVA® 4(Valor

Econômico Agregado) como uma das principais metodologias utilizadas para mensurar a

geração de valor das organizações. Essa metodologia assume que a empresa cria valor quando

4 EVA® é marca registrada de Stern Stewart & Co.

18

a obtenção de retornos sobre o capital investido é superior ao custo do capital empregado.

Com isto, mais investidores são atraídos, aportando os recursos necessários à garantia do

crescimento da empresa e, conseqüentemente, do setor ao longo do tempo.

Este trabalho sugere a incorporação da metodologia do EVA® no processo de revisão

tarifária da atividade de distribuição de gás natural, permitindo ao regulador avaliar a geração

de valor do setor e reduzir a assimetria informacional em relação às empresas concessionárias.

Entende-se que o uso desta metodologia identifica e facilita o repasse de eventuais excessos

de geração de valor, por parte das concessionárias, ao consumidor final, na forma de redução

tarifária, em benefício do bem-estar da sociedade.

Nesse contexto, o objetivo principal deste trabalho é propor a adoção de uma metodologia

que permita assegurar que o processo de revisão tarifária das concessionárias de distribuição

de gás natural canalizado seja levado a cabo em um contexto de menor assimetria

informacional entre regulado e regulador, garantindo ao mesmo tempo a geração de valor do

setor de forma contínua e equitativa entre concessionárias e consumidores finais com a

fixação de uma tarifa justa. Ou seja, o presente estudo objetiva verificar se o uso do EVA®

permite ao regulador reduzir a assimetria de informação em relação às empresas reguladas,

auxiliando na determinação de uma tarifa de gás natural canalizado que garanta o crescimento

sustentável do setor e seja a menor possível para o consumidor final.

Para tanto, o trabalho pretende responder a seguinte questão central:

• A incorporação da metodologia do EVA® no processo de revisão tarifária permite ao

regulador avaliar o desempenho de cada firma regulada em termos de geração de valor,

reduzindo a assimetria informacional entre concessionárias e agência reguladora, bem

como facilita repassar aos consumidores eventuais excessos de geração de valor, na

forma de redução da tarifa de gás natural canalizado, em benefício da sociedade?

A hipótese a ser testada é verificar se uma metodologia de análise de resultados das

concessionárias de distribuição de gás natural canalizado que incorpore os conceitos do

EVA® reduz a assimetria informacional no processo de revisão tarifária.

Dentro desse conceito de geração de valor, o presente estudo analisa, adicionalmente, o

desempenho das empresas que compõem a indústria de distribuição de gás natural canalizado

no Brasil. Parte-se de um exame criterioso das demonstrações financeiras das principais

empresas que atuam nessa atividade, que juntas representam em torno de 74% do mercado de

distribuição de gás natural no país e, praticamente, 85% da distribuição de gás natural na

19

região Sudeste. Deste modo, é possível responder se, para as empresas analisadas, houve ou

não criação de valor no período compreendido entre 2002 e 2007, correspondente aos anos de

crescimento relevante do gás natural na matriz energética brasileira.

Este estudo procura também identificar os direcionadores de geração de valor do setor de

distribuição de gás natural, destacando as variáveis que podem contribuir de forma positiva na

obtenção de retornos sobre o capital investido superiores ao custo do capital empregado. Em

outras palavras, o estudo procura diagnosticar que ações as empresas reguladas e o agente

regulador podem adotar para garantir de forma sustentável a geração de valor no segmento de

distribuição de gás natural.

O tema da proposta deste trabalho adquire importância na medida em que sugere a adoção

da metodologia do EVA® visando reduzir a assimetria de informação entre regulador e

regulado e, desta forma, auxilia a agência reguladora na tarefa de garantir a modicidade

tarifária sem comprometer a saúde econômico-financeira das empresas concessionárias de

distribuição de gás natural. Além disso, procura verificar se o setor de distribuição de gás

natural tem criado valor, pois esta condição garante as inversões, por parte dos investidores,

necessárias ao crescimento sustentável do setor. Deve-se destacar, também, o caráter

multidisciplinar deste estudo, que aborda um segmento específico – distribuição de gás

natural – pertencente a um setor estratégico da economia – energia – percorrendo diversos

campos do conhecimento, tais como regulação econômica, finanças, contabilidade, direito e

estratégia.

A inovação deste trabalho está em reconhecer o potencial da metodologia do EVA® e

adequá-la para ser utilizada pela primeira vez com o intuito de reduzir a assimetria de

informação existente em um setor regulado da economia brasileira.

O presente estudo caracteriza o aumento do bem-estar social na fixação da menor tarifa de

gás natural canalizado possível, por ocasião da revisão tarifária, sem comprometer o

equilíbrio econômico - financeiro da atividade. Entretanto, há outras formas de se conseguir o

aumento do bem-estar social, como por exemplo, através do estabelecimento de uma tarifa

que auxilie na expansão da rede de gasodutos, levando o GN para regiões cuja população

ainda não se beneficia da presença desse energético.

O trabalho está dividido em seis etapas, incluindo esta introdução, que descreve seu

contexto e seus objetivos. O capítulo 1 expõe a teoria da geração de valor com base na

metodologia do EVA. O capítulo 2 destaca o crescimento da participação do gás natural na

matriz energética brasileira e examina a verticalização da cadeia produtiva do gás natural. Em

seguida, o capítulo 3 apresenta os princípios teóricos dos mecanismos de regulação

20

econômica, além de abordar a questão da assimetria de informação com particular ênfase para

a sua aplicação nas relações entre órgão regulador e empresas reguladas. Descreve o processo

de revisão tarifária, tomando por base o Estado de São Paulo por ser considerado um modelo

(benchmark) no mercado de distribuição de gás canalizado brasileiro. O capítulo 4 trata da

análise dos dados das empresas distribuidoras de gás natural no Brasil, verifica se houve

geração ou destruição de valor no período 2002–2007 e, principalmente, examina a utilização

da metodologia do EVA® como forma de redução da assimetria informacional entre a

agência reguladora e as concessionárias de distribuição de gás natural. A última etapa

sintetiza as vantagens da incorporação da metodologia do EVA® ao processo de revisão

tarifária da atividade de distribuição de gás canalizado brasileiro. O EVA® é visto como

mecanismo que auxilia na redução da assimetria de informação entre o órgão regulador e as

concessionárias, de forma a garantir o equilíbrio econômico-financeiro do setor e o alcance da

modicidade tarifária, contribuindo, conseqüentemente, para o aumento do bem-estar social.

21

Capítulo 1 – Revisão Teórica sobre Geração de Valor

Esta etapa do estudo serve de suporte teórico para a aplicação dos conceitos de geração de

valor através da metodologia do EVA®, visando reduzir a assimetria informacional entre

regulado e regulador presente no processo de revisão tarifária das concessionárias de

distribuição de gás natural. Analisa-se o conceito de geração de valor e como ele embasa uma

das ferramentas mais robustas de aferição de desempenho das empresas: o EVA®.

A revisão da literatura sobre a geração de valor é feita examinando-se, primeiramente, o

conceito de gestão das empresas baseada em valor, e em seguida aborda-se a geração de valor

em si, com ênfase na metodologia do EVA®.

1.1 Gestão Baseada em Valor

Medir o desempenho é parte essencial do controle da gestão de uma organização, uma vez

que confirma se os resultados projetados nas ações planejadas foram efetivamente alcançados.

Face à atenção que é dada pelos profissionais de uma empresa ao que é medido, o tipo de

desempenho que uma organização escolhe para medir motivará atitudes que melhorem essa

medida. Tradicionalmente, medidas contábeis básicas, como lucro, receita, custo e despesa

foram utilizadas para avaliar o desempenho dos gestores. Porém, diante da realidade

competitiva, novas estratégias com novos planos de ação e novos sistemas de medição de

desempenho tornaram-se necessários.

Para Martin e Petty (2004), a medida contábil de lucros, quando utilizada como base para

o gerenciamento do valor ao acionista, é deficiente nos seguintes aspectos: a) lucros contábeis

não são iguais ao fluxo de caixa; b) os números contábeis não refletem risco; c) os números

contábeis não incluem um custo de oportunidade pelo capital próprio; d) as práticas contábeis

variam de empresa para empresa; e e) os números contábeis não levam em conta o valor do

dinheiro no tempo. Os autores enfatizam que a gestão baseada em valor é mais do que

simplesmente uma ferramenta de desempenho elaborada para superar as deficiências das

medidas contábeis.

A gestão baseada em valor (value based management), ou VBM, é um termo genérico

para um conjunto de ferramentas de gestão utilizado para facilitar o gerenciamento das

operações em uma empresa de maneira a realçar o valor para o acionista. Refere-se às

22

métricas de desempenho e aos sistemas de remuneração elaborados para ajudar os gestores a

melhorar a geração de valor para o acionista (MARTIN e PETTY, 2004).

O VBM apresenta dois objetivos claros:

• É uma maneira de avaliar o sucesso ou o fracasso de operações em andamento, isto é,

oferece à gestão um método para avaliar o desempenho dos ativos da empresa;

• Proporciona uma estrutura para unir o desempenho à remuneração – questão

primordial quando se deseja que os gestores tenham incentivos para agir no interesse

dos acionistas.

Um paradigma fundamental da gestão baseada em valor é que as empresas que obtêm

taxas de retorno superiores aos seus custos de capital criam valor para o acionista, porém

aquelas que não o conseguem, destroem valor.

Martin e Petty (2004), ao discorrerem sobre um sistema de gestão baseada em valor,

enfatizam a noção de sustentabilidade, pois o valor é criado ao longo do tempo como

resultado de um ciclo contínuo de decisões estratégicas e operacionais. Acrescentam ainda

que, para sustentar o processo de criação de valor, o desempenho da gestão deve ser medido e

recompensado utilizando-se métricas que podem ser ligadas diretamente à geração de valor

para o acionista. A Figura 1 destaca os principais elementos de um sistema VBM elaborado

para construir e suportar um ciclo sustentável de criação de valor.

23

Geração de Valor

. Identificação das oportunidades

.Formulação da estratégia

Recompensas

. Remuneração total

.Remuneração Variável

Mensuração

. Avaliação através do Fluxo de

Caixa Livre

. Valor Econômico Agregado

(EVA)

. Retorno sobre o Investimento

Base Caixa (CFROI)

Figura 1. Ciclo Sustentável de Geração de Valor Fonte: Martin e Petty (2004), adaptado pelo autor.

A Figura 1 enfatiza a noção de sustentabilidade, pois o valor é criado ao longo do tempo

como resultado de um ciclo contínuo de decisões estratégicas e operacionais. A premissa

fundamental que embasa os sistemas VBM é que, para sustentar o processo de criação de

valor, o desempenho da gestão deve ser medido e recompensado utilizando-se métricas que

podem ser ligadas diretamente à geração de valor para o acionista. Isto é, o princípio por trás

da utilização do VBM é medir e recompensar atividades que geram valor para o acionista.

Verifica-se, assim, que a VBM é mais do que simplesmente uma ferramenta de desempenho

elaborada para superar as deficiências das medidas contábeis tradicionais.

Ainda segundo Martin e Petty (2004), os métodos de gestão baseada em valor

compartilham uma herança teórica em comum, na medida em que são todos, sem exceção, são

enraizados no conceito do cálculo de valor do fluxo de caixa livre. Em outras palavras, todos

foram elaborados sob a premissa de que o valor de qualquer empresa ou de suas estratégias e

investimentos individuais equivalem ao valor presente dos fluxos de caixa livres futuros que a

empresa projeta gerar.

24

Young e O’Byrne (2001) assinalam que a gestão baseada em valor, ao colocar os

acionistas no centro de suas decisões, é, por vezes, equivocadamente criticada sob o

argumento de que ignora outros importantes stakeholders5, como os funcionários, clientes,

fornecedores, a comunidade local e o macro-ambiente. Entretanto, na realidade, empresas

geram valor para o acionista apenas quando produzem valor para outros stakeholders. Se os

clientes não estiverem satisfeitos, compram na concorrência. Se os funcionários sentem que

seus talentos estão sendo subaproveitados, procuram outro lugar para trabalhar. A tarefa

prioritária do administrador é gerar valor para o acionista, meta somente alcançada pela

geração de valor para todos os que interagem com a empresa.

Segundo Copeland et al. (2000), vários são os motivos que justificam a adoção de um

sistema que prioriza o valor para o acionista:

• o valor é a melhor métrica de desempenho;

• os acionistas são a única parte interessada que maximiza simultaneamente as

reinvidicações de todas as outras partes, além das suas próprias;

• as empresas que não apresentam bom desempenho verão o capital fluir na direção dos

concorrentes.

O desafio para os administradores é continuamente criar valor a seus investidores que, se

não receberem retorno justo, que compense o risco, buscarão melhores retornos.

Três principais métodos são utilizados atualmente na VBM, a saber:

1º) FCL – Método do Fluxo de Caixa Livre, proposto por Mckinsey & Co e a LEK /

Alcar;

2º) EVA® / MVA – Método do Valor Econômico Adicionado / Valor de Mercado

Adicionado, proposto por Stern Stewart & Co;

3º) CFROI / TSR – Método do Retorno sobre o Investimento Base Caixa / Retorno Total

do Acionista, proposto pelo BCG – Boston Consulting Group e Holt Value Associates.

5 Stakeholders são grupos de pessoas ou instituições que têm o direito legítimo de ter os objetivos de uma empresa refletindo suas necessidades. Stakeholders incluem clientes, funcionários, sócios, donos e comunidade (Atkinson et al., 2000).

25

Todas as três técnicas apóiam-se na teoria básica que sustenta o uso dos métodos

tradicionais de fluxo de caixa descontado na avaliação de novas oportunidades de

investimento. Adicionalmente, o VBM proporciona uma estrutura para unir o desempenho à

remuneração, de forma que os gestores tenham incentivos para agir no interesse dos

acionistas.

Segundo Young e O’Byrne (2001), embora os proponentes de uma determinada métrica

defendam a superioridade desta em relação a outras que lhe sejam concorrentes, todas são

organizadas sob o mesmo princípio básico: para criar valor para os acionistas, as empresas

devem gerar retornos sobre o capital investido que excedam o custo desse capital. Cada

métrica pode ter suas próprias vantagens e desvantagens, conforme venha a ser expressa de

uma ou de outra forma. No fundo, todas são desenhadas para mensurar o sucesso da gestão

em atingir seu objetivo.

Samanez (2007) comenta que, na última década, o conceito de administração baseada em

valor ganhou projeção e exigiu a utilização de novos instrumentos de avaliação de empresas,

com destaque para o EVA®. De acordo com Young e O`Byrne (2001), dos diferentes

métodos para medir a geração de valor ao acionista, nenhum tem recebido mais atenção que o

EVA®. Na elaboração deste estudo, escolheu-se o EVA® considerando-se que as

metodologias de geração de valor mencionadas estão todas enraizadas nos mesmos conceitos

– cálculo do fluxo de caixa livre e obtenção de retornos sobre o capital empregado acima do

custo de capital –, e que, portanto, não levariam a resultados diferentes que pudessem

comprometer os objetivos aqui propostos.

Young e O’Byrne (2001) lembram que as idéias básicas do EVA® não são novas. O

EVA® é essencialmente uma re-embalagem de princípios fundamentais de finanças

corporativas e de gestão financeira, que são conhecidos de longa data e que ajudam os

gestores a entender melhor e atingir os objetivos financeiros da empresa. Ele mede a

diferença, em termos monetários, entre o retorno sobre o capital investido de uma empresa e o

custo desse capital. É, portanto, similar à mensuração contábil convencional do lucro, mas

com uma importante diferença: o EVA® considera o custo de todo o capital, enquanto o lucro

líquido divulgado nas demonstração de resultados da empresa considera apenas o custo do

tipo mais visível de capital, isto é, os juros, ignorando o custo do capital próprio.

26

Young e O’Byrne (2001) lembram que há muita confusão entre a VBM e o EVA®. Em

geral, a VBM é vista como um conceito mais amplo do que o EVA®, embora alguns

profissionais utilizem esses dois termos indistintamente. A VBM cria uma atmosfera mental

na organização, pela qual todos aprendem a priorizar as decisões de acordo com a repercussão

destas no valor da corporação. Um programa amplo de VBM deve considerar os seguintes

elementos: planejamento estratégico, alocação de capital, orçamentos operacionais,

mensuração do desempenho, recompensa salarial dos administradores, comunicação interna; e

comunicação externa (com os mercados de capital).

O EVA® baseia-se na noção de lucro econômico (lucro residual), que considera que a

riqueza é criada apenas quando a empresa cobre todos os seus custos operacionais e também o

custo do capital. No seu sentido mais elementar, o EVA® é uma medida de desempenho, mas

seria um erro limitar o seu papel a isso. Ele se integra a uma abordagem mais ampla, baseada

em valor, para servir à gestão do negócio, atuando como o referencial central de um processo

de implantação de estratégias. Quando os administradores formulam a estratégia, deveriam

fazê-lo com o objetivo de maximizar o fluxo de EVAs® futuros das empresas. O EVA®,

quando visto de uma perspectiva maior, converge com o conceito de VBM.

1.2 Geração de Valor

Samanez (2007) observa que, muitas vezes equivocadamente, são considerados objetivos

da empresa a maximização dos lucros, a minimização dos riscos ou a maximização da

participação de mercado. No entanto, pode ocorrer que tais objetivos não sejam adequados ao

objetivo maior da empresa: a criação de valor. É possível aumentar o lucro contábil fazendo

investimentos de baixo retorno. Este lucro não leva em consideração o risco inerente à

atividade da empresa, e, assim, podem-se encontrar empresas com grande lucro contábil, mas

que assumiram risco desproporcional a esse lucro.

Segundo Samanez (2007), nas economias capitalistas de mercado espera-se que as

questões econômicas essenciais sejam equacionadas pelas forças de mercado. Assim, as

decisões de investimento e de financiamento devem visar o aumento da riqueza dos

acionistas, minimizando riscos e objetivando a alocação eficiente dos recursos da empresa. A

criação de valor deve ser o critério norteador do processo de tomada de decisão no ambiente

27

corporativo, tendo como vetores principais o crescimento da empresa e o retorno sobre o

capital investido, ponderando-se retornos e riscos esperados.

Os gestores geram valor para o acionista ao identificar e empreender investimentos que

obtêm retorno maior do que o custo do capital levantado pela empresa. Desta forma, há um

benefício adicional à sociedade. A competição entre empresas por fundos que financiam seus

investimentos atrai o capital aos melhores projetos, e a economia como um todo é

beneficiada. É a mão invisível de Adam Smith trabalhando nos mercados de capitais, onde os

recursos são direcionados ao uso mais produtivo. Desta forma, a produtividade dos recursos é

otimizada, resultando em mais bens, serviços e empregos.

A maior beneficiária da geração de valor nas empresas é a sociedade, pois a busca de valor

direciona recursos escassos para um uso mais racional e para usuários mais produtivos

(Stewart, 1991). Conseqüentemente, quanto maior a eficácia no uso e no gerenciamento de

recursos, mais forte o crescimento econômico e maior a taxa de melhoria no padrão de vida

das pessoas na sociedade.

Bastos (1999) menciona as dificuldades dos modelos tradicionais, bem como a tendência

mundial de buscar novos mecanismos de avaliação de desempenho, destacando que os

modelos tradicionais estão excessivamente apoiados em dados históricos oriundos da

contabilidade e que não consideram a exigência de rentabilidade mínima sobre o capital

investido pelos sócios. Além disso, não apresentam nenhuma alternativa para tratar o risco

associado à incerteza com relação aos resultados. Segundo o autor, com o objetivo de

contornar essas deficiências, um bom número de bancos de investimento que atuam no

mercado de capitais ao redor do mundo adota modelos de avaliação de desempenho baseados

em criação de riqueza, capazes de sintetizar todas as considerações essenciais relativas à

rentabilidade, risco e custo de oportunidade dos acionistas.

Monerry (2001) acrescenta que é cada vez maior o número de companhias em que a

criação de valor para o acionista está entre os objetivos corporativos principais, assumindo, de

uma vez por todas, que uma empresa precisa trabalhar para deixar seus acionistas mais ricos.

A aceleração dessa tendência está associada ao aumento das pressões sobre os executivos por

geração de valor aos acionistas. Segundo o autor, a partir da década de 1980, essas pressões

começaram a se materializar através de ataques corporativos – aquisições hostis de

28

companhias que tinham ações com desempenho ruim –, e foram gradativamente evoluindo

para pressões de investidores institucionais que exigem que a empresa apresente resultados de

geração de valor para o acionista de forma consistente no longo prazo.

Monerry (2001) conclui que, ao se orientarem para a criação de valor, as empresas

aumentam suas possibilidades de acessar os recursos dos grandes investidores institucionais

com mais facilidade. Ao trabalharem para agregar valor para os acionistas, as empresas

buscam vantagens competitivas capazes de fortalecer sua posição no mercado em que atuam.

Allen e Percival (2001) enfatizam que companhias que criam valor o fazem ganhando de

forma consistente mais do que o custo de oportunidade de capital, por meio de vários ciclos

significativos de alteração no negócio. Para criar valor, todos os administradores devem

entender o relacionamento entre estratégias e resultado financeiro.

Assaf Neto (1997) endossa esse pensamento observando que “uma empresa pode

promover acréscimos em sua riqueza não somente apurando maiores lucros, mas também

reduzindo seu custo de capital, eliminando riscos, sendo eficiente e promovendo maior giro

em seus investimentos para um mesmo nível de atividade, e assim por diante. Nesta análise de

valor (riqueza) depreende-se que a obtenção de mais lucro não garante o sucesso do

empreendimento. Para promover atratividade e continuidade, a empresa deve realizar uma

agregação de valor, produzindo uma capacidade remuneradora aos proprietários de capital

superior às suas expectativas de ganhos”.

1.3 Valor Econômico Agregado – EVA®

O conceito de geração de valor através do Economic Value Added – EVA® (Valor

Econômico Agregado) pressupõe uma relação positiva entre resultado e custo de capital. O

EVA® consiste, deste modo, no lucro operacional após o imposto de renda menos o custo do

capital empregado na operação, como visto na fórmula abaixo:

EVA = NOPAT – encargo de capital (F.1)

Nesta fórmula, o NOPAT, do inglês Net Operating Profit After Taxes, é o lucro

operacional líquido após os impostos; o encargo de capital é obtido pela multiplicação do

29

custo médio ponderado de capital (do inglês, WACC – Weighted Average Cost of Capital)

pelo ativo operacional líquido (AOL), isto é, a diferença entre o ativo total e o passivo

operacional (obrigações correntes sem incidência de juros). Esta definição evidencia a

preocupação do EVA® em calcular o desempenho global da empresa, considerando o custo

de capital próprio e de terceiros.

De acordo com a metodologia do EVA®, o resultado da empresa só adiciona valor efetivo

aos acionistas quando é capaz de remunerar o seu custo de oportunidade – o retorno mínimo

esperado em função do risco assumido – e o custo dos empréstimos obtidos com terceiros.

Caso contrário, a empresa não terá oferecido a seus proprietários nenhum lucro extra além do

que seria obtido com ativos financeiros de risco semelhante. Assim, o EVA® será aumentado

se o lucro operacional crescer sem a necessidade de mais capital, ou então, se o novo capital

for investido em projetos que rendam mais do que o custo do dinheiro empregado no projeto,

ou, ainda, se o capital for remanejado e/ou retirado das atividades que não gerarem retornos

adequados. Por outro lado, o EVA® será reduzido se a administração investir recursos em

projetos que rendam menos do que o custo de capital.

Em resumo, o EVA® mostra o desempenho de uma empresa ou setor em termos de

geração de lucros operacionais, durante um período, dada a quantia de capital ligada à geração

daqueles lucros. Para Stewart (1991), o método do EVA® fornece medidas significativas para

se progredir na criação de valor, servindo, também, como benchmark na mensuração do

desempenho de toda e qualquer empresa. Nesta linha, um estudo feito pela empresa Stern

Stewart (2004) mostrou que, de uma base de 73 companhias brasileiras de capital aberto

pertencentes ao índice Bovespa, apenas oito, em 2003, e sete, em 2002, conseguiram gerar

lucro operacional suficiente para pagar o custo do capital obtido junto aos acionistas e sob a

forma de empréstimo com terceiros.

Segundo Damodaran (1997), o diferencial da metodologia do EVA® está em sua

simplicidade, pois consegue reunir um grande número de variáveis e interações presentes no

método do fluxo de caixa descontado em apenas duas variáveis – o retorno sobre o capital e o

custo do capital – e uma interação, que é a diferença entre essas duas variáveis. Ehrbar (1998)

acrescenta que a maneira pela qual o EVA® auxilia gerentes a tomarem melhores decisões é

através da avaliação de suas operações, após o cômputo do custo do capital empregado. Ainda

de acordo com o autor, o encargo sobre o capital compele os gerentes a utilizar ativos com

30

maior diligência e cuidado, focalizando-os diretamente nos custos associados a itens como

estoques, contas a receber e equipamentos.

Dentre as vantagens na utilização do EVA®, Martelenc et al (2005) destacam o fato de

este método permitir aos executivos de planejamento estratégico uma visão correta das

principais variáveis que causam impacto na criação ou destruição de valor na empresa.

Segundo os autores, enquanto o fluxo de caixa descontado é utilizado preponderantemente

para análise de investimentos, o EVA® é muito usado para fins internos de análise de

desempenho e gestão nas empresas.

Há ainda que se destacar que, de acordo com a sua estrutura, o EVA® deve ser encarado

como meta dos gestores da companhia e não como resultado a ser necessariamente alcançado

todos os anos. Há fases de investimentos elevados em que o EVA® positivo pode ser

temporariamente descartado em favor de um retorno maior no futuro. Contudo, no longo

prazo, EVAs® sistematicamente negativos são um forte indicador do insucesso do negócio, e

vice-versa.

Martin e Petty (2004) mencionam que, nos setores de exploração e produção (E&P) de

minérios e energia, geralmente passam-se muitos anos de investimentos antes que os projetos

comecem a dar retorno para a empresa. Esta situação cria EVAs® negativos para os primeiros

anos de desenvolvimento dos projetos, seguidos por EVAs® positivos à medida que são

colhidos os frutos dos investimentos. McCormack e Wytheeswaran (1998) desenvolveram

uma versão revisada do EVA® que captura todas as conseqüências no cálculo da geração de

valor das descobertas de petróleo e gás natural no período em que estas descobertas foram

feitas.

Marques e Parente (2006), em um estudo preliminar, identificam que algumas empresas

do setor de distribuição de gás natural brasileiro apresentaram EVAs® negativos no período

entre 2002 e 2005. Marques et al (2006) verificaram que a maior empresa do setor de petróleo

do Brasil, Petrobras, no período pós-monopólio, apresentou forte e crescente recuperação de

geração de valor.

Estudo realizado pela empresa Stern Stewart (2007) mostra rentabilidade econômica

negativa das empresas privadas do setor elétrico brasileiro no período entre 1998 e 2006,

apesar da tendência de melhora iniciada em 2003. O EVA® de 2006 foi de R$ 2 bilhões

negativos, sendo que o EVA® no acumulado indica uma perda econômica de R$ 62 bilhões.

31

Ehrbar (1999) afirma que “em seu nível mais básico, o EVA®, uma sigla para valor

econômico agregado, é uma medida de desempenho empresarial que difere da maioria dos

demais ao incluir uma cobrança sobre o lucro pelo custo de todo o capital que uma empresa

utiliza”.

Bastos (1999) discorre sobre a utilização do EVA® como instrumento de avaliação de

desempenho interno de um banco, conceituado como “a diferença entre o lucro efetivo, sem a

influência de eventos extraordinários ou de convenções contábeis que não reflitam a realidade

econômica da instituição, e o custo de capital necessário para obtê-lo”. Para ele, o EVA® é

uma maneira de medir a verdadeira lucratividade do banco e o que ele traz de novo é a

confrontação do retorno com o uso do capital necessário para gerá-lo.

Schmidt et al (2006) comentam que “diferentemente dos indicadores tradicionais

utilizados, que consideram apenas o custo dos capitais de terceiros, alegando que o lucro é a

remuneração do capital próprio, o EVA® leva em consideração também o custo de capital

necessário para gerá-lo”.

Para Pagnoncelli e Vasconcelos (1992), EVA® é uma ferramenta que engloba os riscos do

negócio e os riscos financeiros, permitindo examinar os três princípios fundamentais da

criação de valor: fluxo de caixa, fator de risco e retorno.

Kaplan e Norton (2001) destacam que o EVA® ataca dois defeitos nos sistemas de

medição de desempenho financeiros tradicionais:

• Superinvestimento: empresas que focam o lucro podem superinvestir em ativos, sem

retorno do capital. Para evitar isso, dividem o lucro pelo investimento, calculando o

ROI (return on investment);

• Subinvestimento: empresas podem aumentar o ROI diminuindo o denominador,

subinvestindo ou não aprovando projetos com retorno acima do custo do capital, mas

abaixo do ROI desejado.

Para Ehrbar (1999), maximizar a riqueza dos acionistas é a melhor maneira de servir

eficazmente aos interesses de longo prazo de todos os interessados na organização. O porquê

disso é simples: de todos eles – cliente, governo, funcionários, credores, fornecedores e

acionista –, é este quem recebe por último. Então, maximizar a riqueza do acionista significa

que todos os demais stakeholders já foram atendidos.

32

Por outro lado o autor pondera que, numa relação de causa e efeito, é possível concluir que

a empresa deve trabalhar para agradar os demais interessados, pois se eles estiverem

satisfeitos estará havendo, conseqüentemente, mais-valia para os acionistas. Observando-se o

assunto sob esta ótica, questiona-se se o foco deve estar no acionista (consequência ou fim) ou

nos demais interessados (causa ou meio).

Os defensores do EVA®, no entanto, se antecipam em reforçar que o EVA® é uma

medida de desempenho e que se constitui num instrumento-base que impulsiona o

comportamento dos indivíduos, podendo ser um excelente ponto de partida para propiciar

uma mudança radical na atitude dos membros de uma organização.

Concluindo, Ehbar (1999) comenta que o EVA® vai muito além de uma visão financeira e

econômica, pois sua aplicação tem desdobramentos no comportamento dos executivos e

colaboradores da organização. Alerta que, se o EVA® não for utilizado como instrumento de

incentivo, traduzindo-se numa variável capaz de influenciar o sistema de remuneração do

corpo de funcionários, seu impacto efetivo poderá não ser aquele esperado.

Semanez (2007) reforça o conceito de EVA® ao afirmar que não basta a empresa

apresentar um lucro operacional positivo se o capital utilizado para chegar a este lucro for

proporcionalmente elevado. Ou seja, se uma empresa não consegue gerar lucro operacional

que supere o rendimento alternativo do capital investido, pode-se dizer que ela não cria valor

para o acionista, e que seria economicamente melhor fechar o negócio. Só se cria valor

quando o reinvestimento dos lucros na própria empresa gera uma rentabilidade maior do que

o custo do capital.

1.4 Componentes do EVA®

Além de entender a importância e a evolução do conceito de Valor Econômico Agregado

(EVA®), torna-se necessário analisar seus principais componentes, o que é feito nesta etapa

do estudo. Partindo da fórmula de cálculo que indica que o EVA® é a diferença entre o lucro

operacional, após a dedução de impostos, e o encargo de capital (F.2), e sabendo-se que o

encargo de capital, por seu turno, nada mais é do que a multiplicação do custo de capital pelo

montante do capital investido, chega-se à fórmula 3, que é apenas outra forma de expressar o

EVA®.

33

EVA = (Lucro Operacional) – (Encargo de Capital) (F.2)

EVA = (Lucro Operacional) – (Custo do Capital x Capital Investido) (F.3)

Deve-se notar que:

● o Lucro Operacional corresponde ao lucro da empresa resultante da aplicação do

capital empregado na atividade produtiva da empresa, independentemente de como este

capital foi financiado;

● o Capital Investido representa o quanto foi investido na empresa para produzir o

Lucro Operacional. Ele é o montante que precisa ser remunerado depois de cobertas todas

as despesas da operação e pagos os impostos;

● o Custo de Capital corresponde a quanto o capital da empresa custou para ser

levantado. De modo geral, calcula-se o custo médio ponderado de capital, ou o WACC (do

inglês Weighted Average Cost of Capital). Assim, o custo de capital da empresa é

calculado como uma média ponderada entre o custo do capital de empréstimos (Dívidas) e

o custo do capital próprio dos acionistas (Patrimônio Líquido). Corresponde ao efetivo

custo do capital utilizado operacionalmente para produzir o resultado econômico obtido;

● o Encargo de Capital é o resultado da multiplicação do montante de capital

empregado para a geração do Lucro Operacional pelo Custo de Capital da empresa (ou

WACC).

34

A Figura 2 mostra o cálculo do EVA®, evidenciando seus principais componentes. Ehrbar

(1999) comenta que no cálculo do EVA®, essencialmente, toma-se o lucro operacional e

desconta-se o encargo pelo uso do capital.

Figura 2. Demonstração do cálculo do EVA®

Fonte: elaboração própria do autor

De acordo com a Figura 2, o esquema de deduções é sistematizado abaixo:

Receitas

– Custos, Despesas Operacionais e Depreciação

= Lucro Operacional antes das despesas financeiras e dos impostos

– Imposto de Renda e Contribuição Social sobre Lucro Líquido

= Lucro Operacional Líquido após os Impostos

– Encargo de Capital (Capital Investido x Custo de Capital)

= EVA

Fonte: Adaptado de Young e O’Byrne (2001)

O Lucro Operacional Líquido após Impostos, ou, na sigla em inglês, NOPAT (Net

Operating Profit After Tax), deriva das operações da empresa, depois dos impostos e da

depreciação, mas exclui despesas financeiras (decisões de financiamento) e receitas ou

despesas não-operacionais. Corresponde, também, ao lucro da operação antes da dedução

do Encargo de Capital. Como o NOPAT não depende e não é influenciado pela

alavancagem financeira da empresa, expressa uma visão clara do resultado das operações

correntes dela, evidenciando o desempenho operacional do negócio. Ou seja, o NOPAT é

-

=

-

100 60

40 25

15

Receitas

Despesas Operac. e Impostos*

Lucro Operacio-

nal

Encargode

Capital

EVA

Resultado operacional após impostos

Custo de Oportunidade do Investimento-

=

-

100 60

40 25

15

Receitas

Despesas Operac. e Impostos*

Lucro Operacio-

nal

Encargode

Capital

EVA

Resultado operacional após impostos

Custo de Oportunidade do Investimento

35

CaixaCaixa

ClientesClientes

+ Estoques+ Estoques

+ Despesas pagas+ Despesas pagas

antecipadamenteantecipadamente

Ativos fixos Ativos fixos

++

Ativos de longo Ativos de longo

prazoprazo

EmprEmprééstimos de stimos de

curto prazocurto prazo

Ativos fixos + Ativos fixos +


prazo prazo –– PNO de PNO de

longo prazolongo prazo

Capital de Giro Capital de Giro

LLííquidoquido

CaixaCaixa





PNO de curto PNO de curto

prazoprazo



PNO de longo PNO de longo

prazoprazo

Patrimônio Patrimônio

LLííquidoquido

BalanBalançço Tradicionalo Tradicional BalanBalançço EVAo EVA


LLííquidoquido

CaixaCaixa

ClientesClientes

+ Estoques+ Estoques

+ Despesas pagas+ Despesas pagas

antecipadamenteantecipadamente

Ativos fixos Ativos fixos

++


prazoprazo



Ativos fixos + Ativos fixos +


prazo prazo –– PNO de PNO de


Capital de Giro Capital de Giro

LLííquidoquido

CaixaCaixa





PNO de curto PNO de curto

prazoprazo



PNO de longo PNO de longo

prazoprazo


LLííquidoquido

BalanBalançço Tradicionalo Tradicional BalanBalançço EVAo EVA


LLííquidoquido

o lucro operacional obtido para suportar os retornos de caixa requeridos pelos investidores

e proprietários.

Segundo Young e O’Byrne (2001), o Capital Investido é a soma de todos os

financiamentos de empresa, apartados dos passivos não-onerosos de curto prazo e longo

prazo, como contas a pagar, fornecedores e provisões para salários e imposto de renda. Isto

é, o Capital Investido é igual à soma do patrimônio líquido que pertence ao investidor com

os empréstimos e financiamentos, de curto e longo prazos, pertencentes aos credores. O

balanço mostrado na Figura 3 esclarece como o capital é definido no EVA®.

Figura 3. Balanço Normal e Balanço do EVA®

Fonte: Adaptado de Young e O’Byrne (2001)

O exame da Figura 3 mostra que a estrutura da esquerda é a de um balanço tradicional

normal, ao passo que, à direita, tem-se o balanço do EVA®, no qual os passivos não-

onerosos (PNO) de curto e longo prazo são subtraídos dos ativos operacionais de curto

prazo e longo prazo. Refere-se normalmente ao lado esquerdo do balanço do EVA® como

ativos operacionais líquidos, enquanto o lado direito é referido como capital investido.

Ao calcular o EVA®, a consideração da necessidade sobre o gerenciamento do capital

de giro líquido (CGL) da empresa é fundamental. Os ativos líquidos são investimentos

pelos quais os provedores de capital da empresa esperam, e seus gestores devem assegurar

um retorno competitivo. Cabe observar que o ciclo operacional da empresa, isto é, a soma

dos períodos de estocagem e de recebimento, requer investimentos, traduzidos no volume

de dinheiro que a companhia estoca em inventário e recebíveis. Pode-se estimar o

36

investimento líquido da empresa (e dos seus acionistas) no ciclo operacional subtraindo-se

a soma das contas a pagar (financiamento de fornecedores) e despesas provisionadas (que

incluem salários e impostos a pagar) do investimento total no ciclo operacional. Esse

investimento líquido é chamado de capital de giro líquido (CGL), expresso pela fórmula:

CGL = (caixa + estoques + contas a receber + outros ativos correntes) – (contas a pagar +

despesas provisionadas). (F.4)

A mensuração do EVA® estimula os gestores a gerar retornos para o investimento em

capital de giro líquido, do mesmo modo como fazem para as aplicações financeiras de

eventuais excessos de caixa e para os ativos fixos.

O Capital Investido deriva do Balanço Patrimonial da empresa e, em linhas gerais,

representa o volume de recursos empregado na empresa para que ela possa gerar o

NOPAT. Pode-se pensar no Capital Investido de duas formas: onde se obtém o capital

(financeiro), e onde ele é aplicado (operacional). Assim, sob uma perspectiva operacional,

Capital Investido é a soma do Capital de Giro Líquido com o Imobilizado e demais Ativos

de Longo Prazo. Do ponto de vista financeiro, o Capital Investido é a soma do Capital

Próprio com o Capital de Terceiros.

O capital financeiro representa as origens dos recursos utilizados pela companhia e é

equivalente ao Passivo do Balanço Patrimonial. Ele é composto por Capital de Terceiros

(Dívidas) e Capital Próprio (Patrimônio Líquido). Os passivos não onerosos não aparecem

no capital financeiro, ao contrário do que ocorre no Balanço Patrimonial tradicional. Esses

passivos não onerosos são excluídos do Capital da empresa porque representam uma fonte

de financiamento espontâneo, cujo custo já estaria reconhecido no Custo dos Produtos

Vendidos.

O capital operacional mostra como os recursos da empresa foram aplicados, e é

composto pelo Capital de Giro Líquido (Ativo Circulante menos Passivo Circulante Não

Oneroso), pelo Imobilizado e demais Ativos de Longo Prazo, subtraídos do Passivo Não

Oneroso de Longo Prazo.

A relação entre risco e retorno é um dos principais pilares da teoria de finanças, que

postula que quanto maior o risco percebido em um ativo, maior será o retorno requerido

37

pelo investidor racional para assumir esse risco. Essa regra geral aplica-se tanto a um

investidor marginal quanto a corporações cujo objetivo seja a maximização da riqueza de

seus acionistas.

A taxa de remuneração dos detentores do capital aplicado na empresa ou custo de

capital é um parâmetro-chave em indústrias reguladas, como a de distribuição de gás

natural. Desta forma, ele deve ser entendido como a taxa de retorno que espelha o risco do

setor em que se insere a empresa e seus serviços, de forma a garantir a atratividade

adequada aos investidores. Essa atratividade torna possível a qualidade e a expansão do

serviço público, fatores condicionantes para um crescimento econômico sustentado

(CAMACHO et al, 2007).

O custo médio ponderado de capital (WACC) engloba a remuneração de todo o capital

empregado na empresa, abrangendo tanto a parcela da remuneração relativa ao capital

próprio quanto à de terceiros, incluindo os benefícios fiscais gerados pelo endividamento.

O cálculo do WACC, embora seja um tema intensamente investigado e consolidado em

reconhecidos textos de finanças, como os de Brealey e Myers (2003), Copeland et al

(2002) e Damodaran (2002), é ainda passível de ampla discussão, sem apresentar consenso

absoluto. Algumas questões costumam ser revisitadas, como por exemplo: definições

sobre taxa livre de risco e prêmio de risco; estimativa do custo de capital para países

emergentes; definição do índice de mercado (global ou local); estimativa do risco

sistemático (beta); e a determinação do risco-país.

Na prática, o WACC corresponde à média do custo de oportunidade do capital do

acionista e do custo da dívida depois de impostos, ponderado com base na estrutura de

capital utilizada pela empresa. Na sua forma usual, o WACC é expresso em termos

nominais, após o cômputo dos impostos, conforme apresentado abaixo:

RWACC = RE (E/E+D) +RD (1–T) (D/E+D) (F.5)

Onde:

RE = custo do capital próprio

RD = custo do capital de terceiros (dívida)

T = alíquota marginal corporativa do imposto de renda

E = capital próprio

D = capital de terceiros (dívida)

38

(E/E+D) = participação de capital próprio na estrutura de capital

(D/E+D) = participação do capital de terceiros na estrutura de capital

O primeiro termo do lado direito da igualdade na fórmula 5 (RE) representa a

remuneração do capital próprio. O segundo (RD) representa a remuneração do capital de

terceiros, já inserido o benefício fiscal do endividamento representado pela alíquota

marginal de impostos corporativos sobre a estrutura de capital da empresa.

Sharpe (1964), Litner (1965) e Mossin (1966) desenvolveram o modelo de equilíbrio

de ativos financeiros (CAPM – Capital Asset Pricing Model) a partir dos princípios de

diversificação de carteiras de Markowitz (1952). É até hoje o modelo mais usual para

estimação da parcela de remuneração do capital próprio.6

Esta metodologia é a que tem maior difusão e aceitação no âmbito regulatório

(ARSESP, 2003). O CAPM estima uma taxa de retorno igual à taxa livre de risco para o

país onde a empresa atua, à qual se soma o produto do risco sistemático das atividades da

indústria e do prêmio por risco do mercado. O CAPM estabelece que, em um mercado

completo e competitivo, a remuneração exigida por um investidor marginal e diversificado

varia na proporção direta da medida do risco sistemático do investimento. Por risco

sistemático entende-se o risco residual não eliminado por meio de uma estratégia de

diversificação. Esse ponto é crítico no entendimento da remuneração de capital, uma vez

que a simples existência de riscos não implica um maior retorno requerido ou demandado

(CAMACHO et al., 2006).

O CAPM tem como principal vantagem a sua simplicidade. Entretanto, é muitas vezes

criticado pelas suas fortes pressuposições. Segundo as premissas do modelo, o investidor é

racional (maximiza a sua riqueza), avesso ao risco, tomador de preços e detentor de

expectativas homogêneas. Pressupõe-se, ainda, que o mercado seja líquido, sem

imperfeições (impostos e custos de transação) e composto de ativos divisíveis cujos

6 Existem outros métodos para estimar o custo do capital próprio, dentre os quais destacam-se: Buildup Méthod, Fluxo de Caixa Descontado, Arbitrage Pricing Theory (APT), Fama French Three Fator Model, Dividend Growth Model (DGM), D-CAPM e Determinação através de Indicadores. Para uma breve descrição de cada método, favor consultar: Arsesp, 2003 e Camacho et al, 2007.

39

retornos apresentem distribuição normal. Além disso, considera-se a existência de um

ativo livre de risco, com base no qual os investidores podem se endividar ou emprestar à

mesma taxa (CAMACHO et al., 2006).

Camacho et al (2006), em estudo com o propósito de estimar o custo de capital das

empresas de distribuição de energia elétrica do mercado brasileiro para o período de

revisão tarifária 2007 – 2009, utilizaram a metodologia do CAPM adaptado ao mercado

brasileiro, com a justificativa de ser esta a metodologia mais utilizada por agências

reguladoras internacionais, inclusive pela Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).

O custo de oportunidade do capital próprio RE pode ser dado pelo CAPM padrão,

conforme a fórmula seguinte:

RE = Rf + β (RM – Rf) (F.6)

Onde:

Rf = taxa de retorno de um ativo livre de risco

β (beta) = risco sistemático da indústria em questão

RM – Rf = prêmio de risco de mercado

As decisões inerentes à estimação de cada um dos componentes do CAPM – taxa livre

de risco; prêmio de risco de mercado; e beta – são apresentadas a seguir.

A taxa livre de risco (Rf) deve ser calculada por meio de um ativo livre de risco ou de menor

risco possível, com duration próxima à de projetos do setor de distribuição de gás natural.

Usualmente, considera-se como proxy de ativo sem risco o bônus do governo americano de

dez anos. A utilização de vencimentos menores que dez anos poderia implicar desconsiderar

as particularidades do setor em que se está investindo.

O prêmio de risco de mercado (RM – Rf ) consiste na diferença entre o retorno esperado do

mercado acionário, com base em uma carteira diversificada, e o retorno esperado em títulos

livres de risco. Para a estimação do prêmio de risco de mercado, o padrão consiste em subtrair

40

a taxa livre de risco do retorno médio anual da série histórica dos retornos diários do S&P

5007.

O beta (β) reflete o risco sistemático (não diversificável) da empresa, composto

basicamente por dois tipos de risco: o risco do negócio e o risco financeiro. O risco do

negócio corresponde ao grau de incerteza da projeção do retorno sobre o ativo total inerente

ao negócio, que não pode ser eliminado por diversificação. O risco financeiro é o risco

adicional pelo uso de capital de terceiros no financiamento da empresa, ou seja, o risco

adicionado ao negócio em virtude da alavancagem financeira (Brealey & Myers, 2003). Em

outras palavras, o beta (β) mede a sensibilidade dos retornos de uma ação em relação ao

retorno do portfólio de mercado, indicando o quanto a ação é mais ou menos arriscada que o

índice de mercado.

O CAPM é um modelo flexível e sua aplicação permite considerar particularidades

específicas de diferentes ativos. Por exemplo, pode-se contemplar o efeito de outras variáveis,

como risco país, risco regulatório e risco associado ao tamanho da empresa.

Uma empresa não é financiada somente por capital próprio, mas também pelo

endividamento, ou seja, capital de terceiros. Esse capital não necessariamente possui o

mesmo risco do capital próprio e, por conseguinte, sua remuneração deve ser estimada. A taxa

que representa o custo do endividamento reflete a taxa de juros em que a empresa consegue se

financiar no mercado, e normalmente é representada pela taxa livre de risco, adicionada a um

prêmio pelo risco de inadimplência da empresa e a um prêmio pelo risco do país em que ela

está inserida.

Uma vez obtidos tanto o custo de capital próprio quanto o de terceiros, pode-se

estimar os valores encontrados para o custo de capital. O WACC corresponderá à média do

custo do endividamento depois de impostos e do custo do capital próprio, ponderado com

base na estrutura de capital utilizada pela empresa. Os modelos WACC e CAPM formam a

metodologia-padrão para se estimar o custo de capital, sendo utilizada pela quase totalidade

de agências reguladoras de países como Inglaterra, Austrália, Nova Zelândia, Estados Unidos,

7 Índice S&P 500 (Standard & Poor´s): índice de performance do mercado acionário americano composto por 500 companhias líderes no mercado americano.

41

Espanha, Argentina, Chile e no próprio Brasil (CAMACHO et al, 2007). O WACC, ao

englobar a remuneração de todo o capital da empresa regulada, abrange tanto a parcela da

remuneração relativa ao capital próprio quanto a do de terceiros, incluindo os benefícios

fiscais gerados pelo endividamento.

1.5 Considerações Finais

Este capítulo serviu de suporte teórico para a aplicação do conceito de geração de valor

para o acionista. Trouxe uma revisão teórica, abordando o conceito de criação de valor, de

gestão baseada em valor, da importância da geração de valor para o aumento do bem-estar

social e de como se deve estruturar a mensuração de desempenho de uma empresa através da

metodologia de valor econômico agregado.

Observou-se que um paradigma fundamental da gestão baseada em valor é o de que as

empresas que auferem taxas de retorno superiores aos seus custos de capital criam valor para

o acionista, enquanto as que não conseguem, destroem valor. Por conseguinte, para sustentar

o processo de criação de valor, o desempenho da gestão da empresa deve ser medido e

recompensado utilizando-se métricas diretamente ligadas à geração de valor para o acionista.

A metodologia do Economic Value Added – EVA®, ao se fundamentar na noção de lucro

econômico, considera que a riqueza é criada apenas quando a empresa cobre todos os seus

custos operacionais e também o custo do capital empregado no negócio. No seu sentido mais

elementar, o EVA® é uma medida de desempenho, mas seria um erro limitar o seu papel a

isso. Ele se integra a uma abordagem mais ampla, baseada em valor, para servir à gestão do

negócio, atuando como o referencial central de um processo de implantação de estratégias. Os

administradores, ao formularem a estratégia, deveriam fazê-lo com o objetivo de maximizar o

fluxo de EVA®s futuros das empresas. Assim, o EVA®, visto de uma perspectiva maior,

converge com o conceito de gestão baseada em valor.

Os gestores geram valor para o acionista ao identificar e empreender investimentos que

obtenham retorno maior que o custo para a empresa de levantar o capital. Quando fazem isso,

há um benefício adicional à sociedade. A competição entre empresas por fundos que

financiam seus investimentos atrai o capital aos melhores projetos e a economia como um

todo se beneficia, na medida em que os recursos disponíveis são alocados ao seu uso mais

42

produtivo, resultando em mais bens, serviços e empregos. Conseqüentemente, quanto maior a

eficácia no uso e no gerenciamento de recursos, mais forte será o crescimento econômico e

maior a taxa de melhoria no padrão de vida das pessoas na sociedade.

O conceito de geração de valor através do EVA® pressupõe uma relação positiva entre

resultado e custo de capital. Deste modo, o EVA® consiste no lucro operacional após o

imposto de renda menos o custo do capital empregado na operação. De acordo com a

metodologia do EVA®, o resultado da empresa somente adiciona valor aos acionistas quando

é capaz de remunerar o seu custo de oportunidade – o retorno mínimo esperado em função do

risco assumido – e o custo dos empréstimos obtidos com terceiros. Caso contrário, a empresa

não terá oferecido a seus proprietários nenhum lucro extra além do que seria obtido com

ativos financeiros de risco semelhante. Concluindo, a métrica do EVA® mostra o

desempenho de uma empresa ou setor em termos de geração de lucros operacionais, durante

um período, dada a quantia de capital investida na geração daqueles lucros.

Como essa métrica do EVA® será utilizada mais adiante para contribuir na redução da

assimetria informacional entre agentes reguladores e empresas reguladas na indústria de gás

natural, no capítulo seguinte é apresentado o crescimento do gás natural na matriz energética

brasileira ao longo do tempo; descreve-se a cadeia produtiva da indústria do gás natural,

destacando-se a verticalização do setor; dá-se ênfase à atividade de distribuição de gás

canalizado, que será objeto de análise em relação à geração de valor com base na metodologia

do EVA® no capítulo 4.

43

Capítulo 2 – A Indústria Brasileira de Gás Natural Neste tópico é abordada a

evolução da indústria de gás natural brasileira. Primeiramente, examina-se a evolução do gás

natural na matriz energética do país. Na seqüência, são mostradas algumas características

técnicas do gás natural e a sua cadeia produtiva. Em seguida, examinam--se a verticalização

do setor de gás natural e a atividade de distribuição do produto.

2.1 A Evolução do Gás Natural na Matriz Energética Brasileira

O gás natural apresenta-se como fonte de energia primária com vigorosa penetração na

estrutura produtiva do país, constituindo-se em um insumo de implicações relevantes na

formulação da política econômica e do planejamento energético brasileiro. O uso do gás

natural no Brasil, nas mais diversas aplicações, vem apresentando crescimento elevado nos

últimos anos, passando de 2,7% em 1987 para 10,2% de participação na matriz energética

brasileira de 2008. Este energético responde por 18,7% da oferta interna de energia não-

renovável e participa com 5,9 % na estrutura de oferta interna de energia elétrica (RESENHA

ENERGÉTICA BRASILEIRA, 2009)8.

O uso do gás natural por setor no Brasil continua predominantemente fundado na demanda

industrial. Em 2008, a indústria respondeu por 19,1 milhões de metros cúbicos/dia do volume

de vendas das distribuidoras, seguida pela geração termoelétrica, responsável por 14,4

milhões; pelo setor de co-geração, por 1,8 milhões; pelo setor automotivo, por 6,4 milhões;

pelo residencial, por 0,7 milhões; e pelo setor comercial, por 0,6 milhão (BRASIL ENERGIA,

2009).

A descoberta tardia de reservas significativas em território brasileiro fez do uso do gás

natural (GN) uma prática recente no Brasil. Somente nos últimos 20 anos a produção e a

oferta interna deste energético têm registrado crescimento mais expressivo. Dentre os

principais eventos que trouxeram impactos relevantes na intensificação do uso desse

energético no país, destacam-se a entrada em operação do gasoduto Bolívia–Brasil (Gasbol)

em 1999, o aumento do volume de reservas de gás natural de origem nacional (Bacia de

Campos e Santos);9 o Programa Prioritário de Termeletricidade (PPT), em 2000; a

nacionalização das jazidas bolivianas de hidrocarbonetos, ocorrida em 2005; a adoção do

8 Essa participação era de 0,1% e 0,4%, respectivamente, em 1970 e 1973 (VAZ; MAIA; SANTOS, 2008). 9 As reservas provadas de gás natural no Brasil são de 364.991 milhões de m3 (ANP, 2009).

44

Plangás em 2006; e, mais recentemente (2007 e 2008), as descobertas de reservas pela

Petrobras na região denominada pré-sal.10

Até o ano 2000, o GN não era usado na geração de eletricidade no Brasil. Diante de um

cenário de escassez crítica de energia elétrica, lançou-se o Programa Prioritário de

Termoeletricidade (PPT)11 em 2000, com o objetivo de viabilizar, em curto prazo,

investimentos na área de geração termelétrica, priorizando a utilização do gás natural como

combustível. Como resultado, no início de 2007 havia, no Brasil, 16.771 MW de capacidade

instalada em termelétricas, representando 16,0 % da capacidade instalada total do país. Deste

total, 59,1% das termelétricas utilizava GN como recurso primário (PDEE 2007–2016).

A Bolívia, com as medidas de nacionalização de suas jazidas de petróleo e gás, adotadas

em meados de 2006, passou a ser vista como um parceiro-fornecedor de risco. A alternativa

mais aventada frente à volatilidade do gás boliviano foi produzir mais gás no Brasil,

reduzindo a dependência das importações do vizinho. Para isso, o país lançou o Plano de

Antecipação da Produção de Gás (Plangás)12 em 2006, principalmente nas bacias de Campos

(RJ) e de Santos (SP), e espera-se que até o final de 2010 haja redução significativa da

dependência do gás da Bolívia.

No balanço entre consumo e oferta de gás natural, entretanto, o Brasil continua

dependente do fornecimento da Bolívia, uma vez que atingiu um consumo diário de 48,9

milhões de metros cúbicos em 2007, dos quais 27,9 milhões importados da Bolívia (MME,

2007). Alguns estados brasileiros dependem consideravelmente do gás boliviano, como Mato

Grosso, Mato Grosso do Sul, Paraná e Santa Catarina. Em São Paulo, essa dependência atinge

91% e no Rio Grande do Sul, 100% (Abegás, 2005).

10 Trata-se de uma nova fronteira exploratória que se estende por mais de 800 Km, de Santa Catarina ao Espírito Santo, e tem até 200 Km de largura. Inclui as bacias do Espírito Santo, Campos e Santos, em rochas reservatórios que se localizam abaixo de extensa camada de sal, espécie de “segundo subsolo” das bacias petrolíferas. 11 Com a insuficiência dos investimentos e a acumulação do déficit de capacidade instalada, os reservatórios das usinas hidroelétricas que compõem o sistema elétrico nacional se mantiveram em constante diminuição. Na região Sudeste, até 1993, ao final do período chuvoso, os reservatórios chegavam a 95% de sua capacidade, enquanto em 2001, no mesmo período, verificou-se que não atingiriam 34% (ANUATTI et al, 2006). 12 Com investimento estimado em 8 bilhões de dólares, o objetivo do Plangás era aumentar a produção nacional de gás, atingindo até o final de 2008 a produção de 40 milhões de m3/d de gás (PETROBRAS, 2008).

45

Por fim, os múltiplos usos do gás natural, aliados à escalada dos preços internacionais do

petróleo (que viabiliza economicamente a substituição deste energético por outros

alternativos), e à crescente pressão da sociedade em geral para o uso de energias que causem

menos impacto ambiental, contribuíram sobremaneira para o incremento no uso do GN em

diversos mercados.

2.2 A Cadeia Produtiva do Gás Natural

O gás natural é uma mistura de hidrocarbonetos encontrados em bacias sedimentares,

associados ou não ao petróleo. Suas características de elevado poder calorífico, alto

rendimento energético e baixo nível de emissões de poluentes favorecem as possibilidades de

substituição de outros energéticos, em particular os derivados de petróleo e o carvão mineral.

A composição do gás natural apresenta baixo nível de enxofre e particulados, resultando em

menor nível de poluição local. Por isso, comparado a outros tipos de combustíveis fósseis,

pode ser considerado um combustível “limpo”.

Além das vantagens ambientais, o gás natural (GN) pode substituir diversas outras fontes

de energia e possui múltiplos usos energéticos e não-energéticos como:

• Industrial: como redutor siderúrgico ou para produzir calor de processo, substituindo o

óleo combustível, o carvão mineral ou vegetal;

• Transportes: como combustível substituto do óleo diesel e da gasolina;

• Geração de eletricidade: concorre com todas as demais tecnologias de geração, e

substitui em particular o carvão, o óleo combustível e o diesel;

• Petroquímica: como matéria-prima não energética, substituindo a nafta.

A desvantagem básica do GN é sua baixa densidade calórica ou grande volume: a mesma

quantidade de energia na forma de gás natural ocupa um volume cerca de 1000 vezes superior

à energia na forma de petróleo. Isto acarreta em grande custo para seu transporte a grandes

distâncias e sua distribuição para o consumidor final.

Por se tratar de um combustível fóssil menos poluente que o petróleo e o carvão, e diante

de seus múltiplos usos, podendo substituir uma vasta gama de outros energéticos, a demanda

de gás natural tem crescido de forma expressiva nos últimos trinta anos.

46

O gás natural segue um longo percurso desde os poços até o consumidor final. Assim

como na indústria do petróleo, as atividades da indústria do gás natural (IGN) podem ser

classificadas em dois grandes segmentos: upstream e downstream.

O segmento upstream13 abrange as áreas de exploração e produção da cadeia produtiva da

indústria do gás natural. A primeira etapa da cadeia produtiva do gás natural compreende a

atividade de localização das reservas e extração do GN no subsolo, que pode ser feita, ou não,

juntamente com o petróleo, em poços em terra (onshore) ou no mar (offshore). Por ser o gás

natural um hidrocarboneto, como o petróleo, o segmento upstream de sua cadeia de produção

emprega basicamente as mesmas tecnologias de exploração e produção.14

A exploração é a etapa inicial do processo e consiste no reconhecimento e estudo das

estruturas propícias ao acúmulo de gás natural, conduzindo à descoberta dos reservatórios.

Em seguida, através da perfuração de poços exploradores, pode-se comprovar a existência de

hidrocarbonetos e o seu nível comercial. Havendo viabilidade econômica, desenvolvem-se os

campos, perfurando-se mais poços e adicionando-se a infra-estruturas que permitirão a

extração e o escoamento dos produtos.

Ao ser produzido a partir de campos que podem localizar-se em terra ou no mar, o gás

natural deve, inicialmente, passar por vários separadores, equipamentos projetados para retirar

a água e separar do gás os hidrocarbonetos que estiverem em estado líquido. Em seguida, se o

gás estiver contaminado por compostos de enxofre, deve ser enviado para uma unidade de

desulfurização, onde será depurado. Após essa etapa, uma parte do gás é utilizada no próprio

sistema de produção, gerando eletricidade e vapor, e também em processos de “reinjeção de

gás nos campos”, para aumentar a recuperação de petróleo do reservatório, e “processos de

gás lift” (gás de elevação), para reduzir a densidade do petróleo. O restante do gás é enviado

para a fase de processamento ou pode ser queimado em tochas, caso não haja infra-estrutura

suficiente para permitir o escoamento até um centro consumidor (SANTOS et al, 2002).

13 As atividades upstream de petróleo e gás natural demandam investimentos elevados. Em todo o mundo, são reguladas pelos governos, que concedem licenças para a prospecção e retirada dos hidrocarbonetos do subsolo. Em alguns casos, os próprios governos controlam esta atividade, detendo seu monopólio, como na Arábia Saudita e no México. Em outros países, investidores privados podem atuar neste setor, desde que paguem royalties, ou taxas similares, pelo aproveitamento dos recursos (PINTO JR. et al, 2007). 14 Por esta razão, tradicionalmente, são as empresas de petróleo que também exploram o gás, pois determinado reservatório pode revelar tanto petróleo quanto gás associado ou não-associado.

47

O segmento downstream contempla as áreas de processamento, transporte e distribuição

do gás natural. Uma vez encontrado e produzido, o gás natural segue para as UPGNs, onde é

beneficiado e fracionado em produtos especificados para atendimento a clientes finais. Nas

UPGNs retira-se a água salgada misturada ao gás (campo offshore) e o vapor d’água (campo

onshore), além de reduzir-se o teor de cloreto de sódio e extrair-se as moléculas mais pesadas

de hidrocarbonetos, gerando os seguintes produtos: i) metano e etano, que formam o gás

natural processado; ii) propano e butano, que formam o GLP – gás liquefeito de petróleo; e

iii) gasolina natural. Ou seja, no processamento ocorre a separação dos componentes mais

pesados, com valor agregado superior, permitindo que o gás natural adquira suas

especificações corretas e seja encaminhado à utilização final (SANTOS et al, 2002).

As frações pesadas são retiradas até um limite que preserve um poder calorífico mínimo

para o GN, processo conhecido como secagem do gás. O gás seco é o gás natural tratado,

pronto para a comercialização, composto por uma mistura de hidrocarbonetos na qual o

metano é predominante, podendo representar de 80% a 95% do conteúdo total. A qualidade

do GN varia muito de acordo com sua origem, conforme a proporção de moléculas mais

pesadas de hidrocarbonetos. Quanto maior a participação das moléculas mais pesadas,

maiores o poder calorífico e o valor do gás.

Ao passar pelas UPGNs, o gás especificado para a venda ao consumidor final é

transportado até os Pontos de Entrega (PE) para a efetiva transferência de custódia às

companhias distribuidoras estaduais ou, eventualmente, direto ao consumidor.

A busca da melhor maneira de realizar o transporte do GN gerou, ao longo do tempo, três

opções: transporte do GN por gasodutos, transporte do Gás Natural Liquefeito (GNL) e o

transporte do Gás Natural Comprimido (GNC).

A forma mais utilizada para o transporte do gás natural são os gasodutos de alta pressão,

com o escoamento realizado na fase gasosa e utilização de estações de compressão para

prover a energia necessária ao gás para essa movimentação. O transporte do GN por

gasodutos movimenta grandes volumes de um produto que apresenta uma baixa densidade

energética, gerando conseqüências significativas para o desenvolvimento dessa atividade:

custos elevados de investimento, baixa flexibilidade e grandes economias de escala.

48

Assim como observado na indústria elétrica, o transporte de GN por gasodutos gera

integração espacial extremamente rígida, na qual a incorporação de novos espaços se dá no

interior de um conjunto relativamente reduzido de possibilidades. Esta característica do

processo de integração espacial gera menor flexibilidade na interação entre os diversos

espaços articulados por este tipo de rede ou infra-estrutura de base. Conseqüentemente, as

discussões operacionais e sobre o investimento dos agentes presentes em cada espaço se dão

em um contexto marcado pela interdependência. Desta forma, a construção de um equilíbrio

operacional e econômico ao longo de toda a cadeia, e não apenas em uma atividade

específica, demanda a existência de algum tipo de coordenação que viabilize a operação e a

expansão desse conjunto de atividades (PINTO JR. et al, 2007).

No transporte do GNL ocorre o processo de liquefação, conversão física do gás do estado

gasoso para o líquido através do seu resfriamento. O GNL é uma alternativa tecnológica

importante para o transporte de gás entre regiões onde não exista infra-estrutura de gasodutos

disponível, ou não seja técnica e/ou economicamente viável construí-la.

A cadeia do GNL é composta de várias fases tecnologicamente distintas. A primeira não

se distingue da cadeia tradicional, uma vez que se trata da produção, tratamento e transporte

do gás por dutos até a planta de liquefação. A segunda trata da liquefação propriamente dita,

abrangendo o processo de resfriamento e liquefação do gás, sua estocagem e o carregamento

dos navios metaneiros. Na terceira fase, ocorre o transporte do GNL por navios metaneiros até

os terminais de recepção. A quarta e última fase consiste no descarregamento dos navios

metaneiros, estocagem, regaseificação e despacho do gás natural através de gasodutos. No

Brasil, estuda-se a viabilidade de instalação no curto prazo de três terminais de recepção de

GNL: em Pecem (Ceará), Porto de Suape (Pernambuco) e Baía de Guanabara (Rio de

Janeiro).

O transporte de GNC é possível graças à redução do volume do gás através da sua

compressão, isto é, quanto maior a compressão do gás, menor o volume ocupado. O gás pode

ser transportado em cilindros especiais, capazes de suportar altas taxas de compressão (até

3.000 psig ou 200 Bar). Para tanto, o gás deve ser comprimido no ponto de carregamento dos

cilindros em uma estação de compressão. Em seguida, os cilindros são transportados em

caminhão até o ponto de descarregamento, onde são descarregados através da transferência do

49

gás para um ponto de estocagem ou gasoduto, com pressões menores que a dos cilindros

(VAZ et al, 2008).

O transporte do GNC a granel não é uma inovação tecnológica recente, sendo utilizado há

muito tempo para servir a nichos de mercado específicos como:

• Gás cujo suprimento via gasoduto foi interrompido para manutenção ou por acidentes;

• Gás para atendimento de demanda de pico;

• Gás para plantas industriais que já investiram em equipamentos a gás natural e

aguardam a chegada do gasoduto;

• Aproveitamento da produção de pequenos campos de gás em terra, distantes de

gasodutos de transferência.

Desta forma, as empresas de transporte de GNC a granel podem oferecer um serviço de

transporte para empresas distribuidoras de gás natural, consumidores finais e produtores de

gás. Estes nichos de mercado estão presentes onde a IGN se encontra desenvolvida e onde

haja grande número de empresas em atuação.

No Brasil, o desenvolvimento do mercado de GNV (gás natural veicular) vem atraindo

empresas para o negócio de transporte de GNC a granel, visando ao atendimento de postos de

GNV não conectados aos gasodutos de distribuição de gás natural, onde existe um mercado

significativo para veículos movidos a GNV.

Verifica-se que a grande distinção entre essas opções é que, no caso do transporte do Gás

Natural Liquefeito (GNL), está presente o processo de liquefação, que é uma redução do

volume do gás através de sua conversão física do estado gasoso para o líquido por meio de

resfriamento. Nas opções de transporte de gás natural por gasodutos (GN) e comprimido

(GNC), o esforço tecnológico se concentra nas atividades de transporte do próprio gás.

Pode-se dizer que existem também diferentes formas indiretas de transportar o GN, seja

como eletricidade, seja como produtos sintetizados. No que tange a produção de eletricidade a

partir do GN, é importante escolher-se entre produzir a eletricidade próxima ao campo de

produção do gás e transportá-la com linhas de transmissão, ou carregar o gás (via gasodutos

ou GNL) até local próximo dos mercados consumidores, para então transformá-lo em

50

eletricidade e conectá-la às redes de distribuição elétrica (SANTOS et al, 2002). Em relação

às formas sintéticas de transportar o gás, ressalta-se que a transformação do gás em produtos

líquidos e sólidos sintetizados na indústria gás-química constitui a estratégia mais nobre de

aproveitamento do gás. Por meio de um processo químico conhecido como síntese Fischer-

Tropsch, ocorre a produção de um gás de síntese que, posteriormente, pode ser convertido em

metanol ou em um combustível sintético, como o diesel ou gasolina. As tecnologias baseadas

no processo Fischer-Tropsch têm sido rotuladas sob a legenda comum de Gás-to-Liquids –

GTL (SANTOS et al, 2002).

A última etapa ocorre após a transferência do gás para redes de distribuição nos city-gates

(estações de recebimento e medição do gás), quando o gás é, então, distribuído ao consumidor

final. A distribuição é a etapa final da cadeia de suprimento do GN, permitindo ao gás chegar

ao consumidor final, que pode ser residencial, comercial, industrial ou automotivo. Nesta

etapa, o GN já deve atender aos padrões especificados por lei e deverá também conter o

odorante, para ser detectado facilmente em caso de vazamentos. Essa etapa é realizada pelas

companhias distribuidoras estaduais, que detêm a concessão do Estado para a exploração

desse negócio.

2.3 Breve Histórico da Indústria do Gás Natural

A indústria de gás natural pode ser considerada uma indústria antiga, cuja difusão foi

tradicionalmente dificultada pela concorrência interenergética e pelos custos elevados de

transporte. Entretanto, os choques do petróleo da década de 1970 desencadearam um processo

de profundas transformações dos mercados energéticos internacionais, abrindo espaço para o

gás natural (GN) assumir um novo papel. A necessidade de redução da dependência do

petróleo da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP) favoreceu o

crescimento do GN na matriz energética mundial na passagem para o século XXI, dando

início ao deslocamento progressivo do papel central assumido pelo petróleo no século XX.

Nos seus primórdios, o gás era manufaturado a partir do carvão, em função da descoberta, no

fim do século XVIII, do processo de gaseificação do carvão.15 Em 1812, foi criada a primeira

empresa de gás manufaturado no mundo, a London and Westminster Gas Light and Coke

15 O processo de gaseificação do carvão foi desenvolvido a partir da técnica da hidrogenação, na qual o carvão é submetido ao vapor d’água em alta temperatura, provocando uma reação química na qual o hidrogênio da água se combina com o carbono do carvão.

51

Company, oferecendo serviços de iluminação pública a gás e, em 1816, nascia a primeira

empresa de gás americana, a Light Company of Baltimore. As empresas de iluminação

pública a gás difundiram-se rapidamente nos principais centros urbanos do século XIX, em

função do baixo custo em relação à tecnologia de iluminação então existente, que empregava

o óleo de baleia como combustível, e devido à melhor qualidade dos serviços de iluminação.16

Até o início do século XX, a principal aplicação para o gás manufaturado era a iluminação

pública, quando, então, surgiu a forte concorrência da iluminação elétrica. Com a ameaça da

eletricidade, a indústria do gás manufaturado buscou soluções tecnológicas para enfrentar a

concorrência. A invenção da camisa de gás foi uma inovação tecnológica importante, pois deu

sobrevida de décadas à indústria de gás manufaturado, permitindo importante aumento da

eficiência energética e da qualidade de iluminação dos lampiões a gás.

O início da indústria do gás natural (IGN), no final do século XIX, foi muito conturbado.

O gás natural era utilizado apenas quando eram encontradas jazidas em regiões próximas aos

centros de consumo, dada a existência de vários problemas não resolvidos no transporte do

gás. Uma vez descoberta uma jazida de GN nestas condições, indústrias e outros

consumidores eram atraídos pelos baixos preços do GN. Entretanto, as reservas eram

rapidamente exauridas devido ao grande desperdício, ficando estes consumidores sem

combustível.

A difusão do GN começou nos anos 1920, impulsionada pela abundância de gás a baixos

preços, pelo desenvolvimento de novos dutos de grande diâmetro e alta pressão e pela

existência de um mercado estabelecido. Na década de 1930, gasodutos de longa distância

começaram a se difundir no mercado americano, permitindo grande salto no ritmo de

desenvolvimento da IGN. Em 1931, o primeiro gasoduto de mais de 1.000 km foi construído

entre o Texas e Chicago e, em 1955, cerca de 250 mil quilômetros de gasodutos de transporte

já haviam sido construídos. Apenas em 1935 a venda de GN ultrapassou o gás manufaturado

em volume de vendas, em função do aumento das vendas para o mercado industrial e

residencial (aquecimento de interiores). Entretanto, o mercado de gás manufaturado cresceu

até 1948, e apenas na década seguinte começou a ser substituído pelo GN.

16 Em 1870, 46 cidades americanas tinham serviços de iluminação pública a gás manufaturado do carvão, e cerca de mil empresas, na maioria privadas, mantinham 186.901 pontos de iluminação pública (Pinto Jr. et al (2007).

52

Até o início dos anos 1950, um grande volume de gás foi desperdiçado nos Estados

Unidos, pois praticamente todo o gás associado, e mesmo o gás não-associado, era

prospectado na esperança de se encontrar petróleo. A indústria do gás manufaturado, a partir

do carvão ou da nafta, prosperou no Reino Unido até os anos 1950. Com a crise na produção

de carvão e a forte concorrência da eletricidade e dos derivados do petróleo, a indústria do gás

manufaturado entrou em declínio no país nos anos 1940 e 1950. Com a descoberta de gás

natural mais barato no Mar do Norte, as autoridades do setor energético decidiram converter

toda a indústria do gás manufaturado para o gás natural.

A dinâmica da evolução da IGN foi tradicionalmente dependente da indústria do petróleo,

uma vez que o preço do petróleo determinava a viabilidade da construção de infra-estrutura

para transporte e distribuição do gás. A relação entre os mercados de óleo e gás foi, por muito

tempo, uma relação em que a dinâmica do primeiro determinava a do segundo. Durante o

período de petróleo barato, o mercado de gás só se desenvolveu rapidamente nos países onde

havia uma conjunção da oferta a baixo custo e próxima a mercados consumidores.

O contexto energético que determinava o papel secundário da IGN na concorrência

interenergética mudou radicalmente nas últimas três décadas. O padrão tradicional de

evolução da indústria do gás começou a se alterar com os choques do petróleo, que forçaram

os países importadores a reorientar suas políticas energéticas. Esta reorientação contemplou a

busca e o desenvolvimento de novas reservas de gás, visando a reduzir o nível de dependência

do petróleo importado. O valor elevado do gás neste período, devido ao aumento do preço do

petróleo, viabilizou investimentos em grandes projetos de infra-estrutura, tanto na cadeia de

gasodutos como na de GNL (PINTO JR. et al, 2007).

As políticas de substituição de petróleo resultaram no crescimento do GN na matriz

energética mundial, dando início ao deslocamento progressivo do papel central assumido pelo

petróleo no século XX. É interessante destacar que, até o primeiro choque do petróleo, o gás

natural era considerado um combustível nobre, que deveria ficar reservado às aplicações de

maior valor agregado. Em muitos países, as reservas de gás natural identificadas eram vistas

como estratégicas, devendo ser poupadas para um futuro sem petróleo. Entretanto, após os

dois choques do petróleo, esta visão progressivamente deu lugar a outra, na qual o gás

passaria a ocupar o centro da política energética dos países.

53

Até 1970, a IGN era muito pouco internacionalizada, e apenas 4% do gás consumido era

comercializado no mercado internacional. A busca dos países importadores pela

diversificação da matriz energética e a redução dos custos de transporte permitiram uma

crescente internacionalização do mercado de GN (PINTO JR. et al, 2007).

Pinto Jr. et al (2007) enumeram os seguintes fatores que têm contribuído de forma

expressiva para dar um novo papel para a IGN na concorrência interenergética: as mudanças

importantes no padrão de concorrência do mercado de óleo depois da crise do petróleo; as

mudanças no contexto geopolítico internacional; as transformações nas tecnologias de

produção, de transporte e de uso do gás natural; as novas políticas ambientais; e, finalmente, a

introdução da concorrência nos mercados de gás mais maduros. Esses fatores implicaram

mudanças profundas no contexto energético internacional e nas características organizacionais

da IGN.

2.4 A Verticalização das Atividades da Indústria de Gás Natural

Apesar dos avanços, a IGN no Brasil pode ser considerada incipiente quando comparada à

de outros países, onde é mais tradicional e madura17. Até pouco tempo, o mercado brasileiro

era caracterizado pela presença de uma única empresa estatal e totalmente integrada

(Petrobras), operando em toda a cadeia do gás, do upstream (exploração e produção) ao

downstream (processamento, transporte e distribuição).18

O processo de desverticalização do setor de gás, assim como das outras public utilities,

transformou-se em um dos ícones da política governamental brasileira a partir de meados da

década de 1990. Em relação ao segmento de petróleo e gás, destacam-se as seguintes

regulamentações, que propiciaram a flexibilização do monopólio no setor exercido pela

Petrobras: i) Constituição Federal de 1988, no parágrafo 2 do artigo 25, determinando aos

estados a exclusividade sobre as atividades de exploração dos serviços de comercialização de

gás canalizado dentro de seu território; ii) Emenda Constitucional n°5, de 1995, em que os

estados passaram a ter a opção adicional de explorar, mediante concessão à empresa privada,

17 Países como Estados Unidos, Inglaterra e Austrália. 18 No Brasil, excetuando-se a atividade de distribuição de gás canalizado, que está sob regulação estadual (companhias distribuidoras estaduais), todas as demais estão sob a regulação federal (Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis – ANP)

54

as atividades de exploração dos serviços de comercialização de gás canalizado; iii) a Emenda

Constitucional n° 9, de 1995, que permitiu a entrada de empresas privadas no refino do

petróleo nacional ou importado, na importação e exportação, e no transporte de petróleo,

derivados e gás natural; iv) a Lei n° 9.478 (conhecida como Lei do Petróleo), de 1997, que,

entre outras coisas, criou a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis

(ANP) como agência reguladora responsável pelo setor de gás natural em âmbito federal; e v)

Lei n° 11.909 de 15 de março de 2009, conhecida como Lei do Gás, que cria as figuras do

autoprodutor, autoimportador e consumidor livre.19

Com a criação da Lei n° 9.478/97, as atividades de exploração, produção, importação e

exportação permaneceram como monopólio da União, podendo a ANP concedê-las ou

autorizar seu exercício a empresas estatais ou estrangeiras. O modelo de organização proposto

pela ANP previa a independência das atividades de exploração e produção, transporte,

distribuição e comercialização. Presume-se que, a princípio, a intenção era intensificar a

entrada de novos atores nesse mercado e criar condições a fim de tornar mais clara a estrutura

de custos para a formação do preço do gás e de iniciar o processo de desregulamentação,

favorecendo, assim, a livre concorrência entre as partes (VAZ et al, 2008).

De acordo com o modelo estrutural estabelecido pela ANP, a cadeia do gás natural foi

estruturada em segmentos diversos e interdependentes, em que as atividades de distribuição e

transporte, por terem características de monopólios naturais, seriam reguladas, enquanto as

demais (exploração, produção e comercialização) seriam abertas à competição do mercado.

Dessa forma, ressalta-se que, segundo o modelo estrutural estabelecido pela ANP, as

atividades de distribuição e comercialização são distintas, embora não seja assim considerada

pelas companhias distribuidoras do país. A diferença entre elas é que a primeira contempla a

construção, operação e manutenção das redes de gasodutos de distribuição de gás canalizado,

enquanto a segunda considera a compra de gás pelas distribuidoras de um carregador ou

produtor, bem como a sua venda posterior ao consumidor final (VAZ et al., 2008).

A abertura no setor upstream, promovida pela Lei do Petróleo, tinha como pressuposto

estimular a concorrência na oferta de gás natural produzido localmente, assim como em

19 Até o momento da elaboração deste texto, essa lei ainda não havia sido sancionada pelo presidente da República

55

outros segmentos da cadeia. Entretanto, sob esse aspecto, a Lei do Petróleo exigiu da

Petrobras apenas a separação de pessoa jurídica, ou seja, somente o unbumdling legal, sem

estabelecer restrições ao controle dos ativos e à separação da gestão das empresas. Como

resultado, o país tem hoje um mercado de gás natural ainda demasiadamente integrado e

dominado pela Petrobras, dificultando a implementação de um modelo competitivo

(ANUATTI et al, 2006).

A exploração e produção nacional de gás natural é praticamente toda realizada pela

Petrobras, que detém a quase totalidade das reservas. Para VAZ et al.(2008) não há nenhuma

perspectiva de médio e longo prazo que sinalize para uma mudança deste quadro,

considerando-se os resultados dos nove rounds de licitação de áreas exploratórias realizados

pela ANP.20 Situação semelhante ocorre com as UPGN – Unidades de Processamento de Gás

Natural –, pois todas as 24 unidades existentes no país são de propriedade da Petrobras21.

A infra-estrutura de transporte do gás natural é composta por redes de gasodutos que

levam o gás seco, nacional ou importado, até as distribuidoras. Atualmente, essa rede é

formada por uma malha de gasodutos que possui 5.433 km de extensão, com capacidade para

transportar 71,5 milhões de m3/d. Deste total, 2.533 km (46,4%) são operados pela

Transpetro, subsidiária da Petrobras. O restante refere-se a 2.583 km do lado nacional do

Gasbol, 50 km do Gasoduto Uruguaiana–Porto Alegre e 267 km da porção nacional do

Gasoduto Lateral Cuiabá. A operação do Gasbol do lado brasileiro é realizada pela TBG -–

Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia–Brasil SA, da qual a Petrobras indiretamente

possui 51%.22

20 Dos 43 campos em fase de desenvolvimento, a Petrobras está ausente de apenas 3. Dos 317 blocos em fase de exploração, a Petrobras está presente em 227 (72%), sendo que, destes, em 203 (64%) participa como operadora. 21 Entretanto, o novo marco regulatório (Lei n° 11.909 de 04/04/09 – Lei do Gás) sinaliza maior competição futura no mercado de GN. 22 O Gasbol (Gasoduto Bolívia–Brasil) possui 3.150 km de extensão, dos quais 567 km estão em território boliviano, ligando a cidade de Santa Cruz de la Sierra a Corumbá (Mato Grosso do Sul), e 2.583 km em território brasileiro, de Corumbá a Canoas, com capacidade para transportar 30 milhões de m3/d. Sua operação do lado nacional é realizada pela Gaspetro S.A., cuja composição acionária é de 51% (Petrobras), 29% BBPP Holding (British Gas, El Paso e TotalFinaElf com partes iguais), 12% Transredes (F. P. Bolivianos 6%, Shel 3% e Enron 3%), 4% Shell e 4% Enron (VAZ et al., 2008).

56

Em relação à atividade de distribuição23 e comercialização de gás natural, mais uma vez a

Petrobras é fortemente presente. A regulação vigente define que a atividade de distribuição e

comercialização de gás nacional ou importado é monopólio dos estados, podendo ser

concedida, por meio de licitação, a empresas privadas legalmente constituídas para a

realização dessa tarefa. A Petrobras possui participação significativa em 19 das 25

distribuidoras existentes no país.24 Esta situação é suavizada pelo fato de, no principal

mercado do país, formado pelos estados de São Paulo e Rio de Janeiro, que respondem por

mais de 60% do consumo nacional de gás, sua participação se limitar a 37% do capital da

CEG-Rio.25

A Tabela 1 mostra as vendas de gás das distribuidoras que atuam em território brasileiro e

a respectiva participação de cada empresa no mercado doméstico. Em média, são

comercializados, aproximadamente, 49 milhões de m³/d, sendo a região Sudeste responsável

por quase 76% do mercado nacional.

23 Esta fase da cadeia do gás natural é realizada pelas companhias distribuidoras estaduais, que detêm a concessão do Estado para a realização dessa atividade. 24 A composição acionária da maioria dessas distribuidoras criadas pelos estados baseia-se em um padrão tripartide, no qual o governo estadual controla a distribuidora com 51% de seu capital, a Petrobras Gás S.A. (Gaspetro – subsidiária integral da Petrobras) participa com 24,5% e a iniciativa privada detém os 24,5% restantes. Não se incluem nessa regra os estados do Espírito Santo, Minas Gerais, Paraná, Rio de Janeiro e São Paulo. 25 O Estado de São Paulo abrange as seguintes empresas: Comgás, Gás Brasiliano e Gás Natural São Paulo Sul. O Estado do Rio de Janeiro abrange a CEG-Rio e a CEG.

57

Tabela 1. Vendas de gás em milhões de m3

(Média mensal entre jan./2008 a dez/2008)

Empresa Volume Particip.

Cegás 510 1,0%

Potigás 400 0,8%

PBGás 376 0,8%

Copergás 1.154 2,3%

Algás 497 1,0%

Sergás 283 0,6%

Bahiagás 3.469 7,0%

Gasmig 2.409 4,9%

MS Gás 277 0,6%

Petrobrás Distribuidora 1.838 3,7%

CEG 8.462 17,1%

CEG Rio 9.144 18,4%

Gas Natural São Paulo Sul 1.363 2,7%

Comgás 14.281 28,8%

Gas Brasiliano 488 1,0%

Compagás 1.294 2,6%

SCGás 1.567 3,2%

Sulgás 1.764 3,6%

MT Gas 33 0,1%

Gaspisa 2 0,0%

Goiasgás 3 0,0%

Cigás 2 0,0%

CEBGás 5 0,0%

Total 49.621 100,0% Fonte: Elaboração própria baseada em dados da Revista Brasil Energia, fev. 2009.

A previsão de uma expressiva oferta de gás para a próxima década, em decorrência,

especialmente, da aceleração da exploração das Bacias de Santos e do Espírito Santo

(Plangás) e das recentes descobertas da região do pré-sal sugere a necessidade de se trabalhar

mais intensamente no desenvolvimento desse mercado. Nesse sentido, o estabelecimento de

uma regulamentação que estimule a concorrência ao longo de toda a cadeia do setor é um

fator crítico. Do ponto de vista de novos entrantes em qualquer segmento da cadeia do gás

natural, a Petrobras é vista como concorrente muito forte, bastante capitalizado, que

“desequilibra o jogo” entre os potenciais participantes, neutralizando as chances de formação

de um mercado de gás de livre concorrência. Neste cenário, após anos de debates e inúmeras

versões,26 foi instituída a Lei n° 11.909, em 04 de março de 2009, conhecida como Lei do

Gás, regulamentando transporte, tratamento, processamento, estocagem, liquefação,

26 Em relação ao longo processo de aprovação da Lei do Gás, examinar o artigo de Marques e Parente: Risco Regulatório do Mercado de Distribuição de Gás Natural Face à Futura Lei do Gás. Revista BSP, Março 2008.

58

regaseificação e comercialização. Esta lei caracteriza um marco regulatório específico para a

indústria do gás natural, uma vez que define parâmetros para o gás natural dissociando-o do

petróleo.

2.5 Regulação da Atividade de Distribuição de Gás Natural

A chegada do gás natural aos pontos de consumo, marcada pela passagem da custódia do

transportador para o distribuidor no ponto de entrega (city gate), indica o início da etapa final

da cadeia do gás natural, que é a distribuição e comercialização do gás natural, concluída com

a entrega efetiva do produto ao cliente final para consumo. Cabe às companhias estaduais de

distribuição, dentro de cada estado, executar essa tarefa de entrega do gás ao cliente final, seja

este cliente do ramo industrial, residencial, comercial, automotivo ou representado pelas

usinas termoelétricas.

A atividade de distribuição do gás natural tem como principal característica a atuação

direta de empresas dos estados ou das companhias distribuidoras locais de gás canalizado,

mediante concessão e permissão. As leis estaduais que regulamentam a constituição das

distribuidoras atribuem a elas a exclusividade da exploração de serviços de gás canalizado,

contemplando tanto as atividades de distribuição quanto as de comercialização do gás natural.

As companhias distribuidoras exercem suas atividades a partir de um contrato de

concessão para exploração de serviços públicos de distribuição de gás canalizado, assinado

com o poder concedente (governo estadual). Esses contratos asseguram às distribuidoras a

exclusividade do serviço de distribuição na área de concessão por longos prazos (30 a 50

anos). Um importante componente desses contratos é a metodologia de cálculo e de reajuste

das tarifas de distribuição.27

Quando o gás chega ao city gate, seu preço é acrescido da parcela de margem de

distribuição das companhias distribuidoras de gás canalizado. Após a composição dessas

27 Adicionalmente, são considerados os seguintes componentes nesses contratos: deveres da companhia distribuidora, direitos e deveres dos usuários, fiscalização dos serviços pela agência reguladora e penalidades, entre outros.

59

parcelas é estabelecido o preço final a ser cobrado dos consumidores.28 A formação do preço

de venda do gás natural, de produção nacional ou boliviana, para as empresas concessionárias

de gás canalizado, segue a modalidade de livre negociação entre as partes. O preço do gás é

separado em duas parcelas, tendo os seguintes fatores de indexação: commodity e tarifa

transporte.

A commodity corresponde à parcela do valor do gás destinada a remunerar o produtor e

que inclui todos os custos e a remuneração referentes à produção, transferência e

processamento de gás natural até a entrada do gasoduto de transporte. É reajustada a cada

trimestre em função da variação de uma cesta de óleos combustíveis norte-americanos e

europeus e da variação do câmbio. No que tange a tarifa transporte, esta corresponde ao

transporte realizado ao longo de toda a extensão do gasoduto, incluindo todos os custos e a

remuneração dessa atividade.29 Ou seja, tarifas ao usuário final de gás canalizado por redes

são determinadas com base nos custos de gás e custos de transporte, mais uma margem de

distribuição, a qual é estabelecida segundo a política do poder concedente de cada estado, ou

seja, das agências reguladoras estaduais.


Neste tópico tratou-se da indústria de gás natural brasileira, destacando-se, inicialmente, a

evolução da participação do gás natural na matriz energética brasileira. Em seguida,

discorreu-se sobre a verticalização da cadeia produtiva do gás natural (GN) no Brasil com

ênfase na atividade de distribuição.

O gás natural, com 10,2% de participação na matriz energética brasileira de 2008

(RESENHA ENERGÉTICA BRASILEIRA, 2009), é uma fonte de energia de implicações

relevantes na formulação da política energética brasileira. Suas características técnicas de

elevado poder calorífico, alto rendimento energético e baixo nível de emissões de poluentes

28 Quanto à carga tributária que incide sobre o preço do gás natural comercializado pelas concessionárias estaduais, destacam-se os seguintes tributos: Imposto sobre a Circulação de Mercadorias e Prestação de Serviços (ICMS), Programa de Integração Social (PIS) e Contribuição para o Financiamento da Seguridade Social (Cofins). 29 No caso do Gasbol a tarifa de transporte é decomposta em duas parcelas: a) tarifa de capacidade que é reajustada anualmente, de acordo com uma porcentagem da inflação do dólar americano; e b) tarifa de movimentação que é reajustada anualmente, de acordo com a inflação do dólar americano, correspondendo a 100% durante todo o período de vigência do contrato.

60

ampliam suas possibilidades como substituto de outras fontes de energia, em particular as de

origem fóssil mais poluentes, como os derivados de petróleo e o carvão mineral. Destacam-se,

também, os seus múltiplos usos, energéticos e não-energéticos, em diferentes áreas: na

industrial, de transporte, de geração de eletricidade e de petroquímica.

Observou-se que a difusão da indústria de gás natural no mundo foi tradicionalmente

dificultada pela concorrência deste com outros energéticos e pelos custos elevados de

transporte. Entretanto, os choques do petróleo da década de 1970 desencadearam um processo

de profundas transformações dos mercados energéticos internacionais, abrindo espaço para o

gás natural assumir novo papel. Conforme visto, a necessidade de redução da dependência do

petróleo favoreceu o crescimento do GN na matriz energética mundial na passagem para o

século XXI. Esta reorientação contemplou a busca e o desenvolvimento de novas reservas de

gás, visando reduzir o nível de dependência do petróleo importado. Assim, as políticas de

substituição de petróleo resultaram no crescimento do GN na matriz energética mundial,

dando início ao deslocamento progressivo do papel central assumido pelo petróleo no século

XX.

Apesar de o Brasil também ter sido severamente impactado pelas crises do petróleo na

década de 1970, os avanços na indústria de gás natural no país podem ser considerados

incipientes quando comparados a países que lograram atingir uma indústria mais tradicional e

madura. Até pouco tempo, o mercado brasileiro era caracterizado pela presença de uma única

empresa estatal (Petrobras), operando de forma verticalizada em toda a cadeia do gás, do

upstream ao downstream.

No que se refere à distribuição e comercialização de gás natural, a Petrobras se faz

fortemente presente, detendo participação em 19 das 25 distribuidoras existentes no país. A

regulação vigente define que a atividade de distribuição e comercialização de gás nacional ou

importado é monopólio dos estados, podendo ser concedida, por meio de licitação, a empresas

privadas legalmente constituídas para esse fim.

A previsão de uma expressiva oferta de gás para a próxima década (2011-2020),

decorrente, especialmente, da aceleração da exploração das Bacias de Santos e do Espírito

Santo e das recentes descobertas da região do pré-sal, sugere a necessidade de se trabalhar

mais intensamente no desenvolvimento do mercado consumidor de gás natural. Nesse sentido,

61

o estabelecimento de uma regulamentação que estimule a concorrência ao longo de toda a

cadeia do setor é um fator crítico. Do ponto de vista de novos entrantes em qualquer segmento

da cadeia do gás natural, a Petrobras ainda é vista como concorrente muito forte e que

neutraliza as chances de formação de um mercado de gás baseado na livre concorrência.

Considerando que o objeto de estudo desta tese está relacionado à regulação da atividade

de distribuição de gás canalizado, mais precisamente com a metodologia de revisão tarifária

no contexto da regulação econômica, o capítulo seguinte aborda esta nova questão. Assim,

nele serão apresentados os princípios teóricos dos mecanismos de regulação econômica,

enfatizando a questão da assimetria de informação entre a agência reguladora e as empresas

reguladas presente na atividade de distribuição de gás natural.

62

Capítulo 3 – Regulação Econômica com Foco na Assimetria Informacional

A regulação de um setor da economia deve promover um ambiente seguro e confiável que

estimule os investimentos, o contínuo aumento da produtividade das empresas, o

aprimoramento dos serviços e a modicidade tarifária (LAFFONT e TIROLE, 1993). Neste

capítulo são apresentados os princípios teóricos dos mecanismos de regulação econômica,

com ênfase na abordagem institucionalista da regulação de monopólios naturais, que fornece

parâmetros para a análise dos objetivos da revisão tarifária na atividade de distribuição de gás

natural. Em seguida, é examinado, especificamente, o impacto da assimetria de informação

entre empresas reguladas e órgão regulador no exercício da atividade regulatória.

A atividade regulatória tem acompanhado a evolução do capitalismo, passando também

por vários formatos e ênfases ao longo dos últimos 150 anos. Como a maneira de organizar a

oferta de serviços públicos variou não apenas entre países, mas também entre setores de um

mesmo país, nota-se a presença de arquiteturas distintas de regulação. Há países, como os

Estados Unidos, em que boa parte da oferta de serviços públicos – como telefonia, energia e

transportes – nasceram em mãos privadas. Em outros, como a Inglaterra e o Brasil, vários

desses serviços foram iniciados ou tomaram porte relevante em mãos estatais (PARENTE,

2007).

Observa-se que, a partir da escolha de que a oferta de uma série de serviços públicos –

caracterizados como monopólios naturais – não seja realizada através de mãos estatais, surge

a necessidade de regulação. Caso contrário, não teria sentido a atividade regulatória ou a

criação de agências reguladoras. Em outras palavras, não faria sentido a montagem de uma

estrutura dentro da burocracia estatal para controlar preços e qualidade de uma empresa do

próprio Estado, quando ele poderia fazer isso diretamente. É importante frisar que a atividade

regulatória não precisa, necessariamente, ser exercida por uma estrutura do tipo agência

reguladora, embora, em muitos casos, essa estrutura traga muitas vantagens. Assim,

identifica-se atividade reguladora em instituições como bancos centrais de vários países, ou,

por exemplo, em seus ministérios, como a educação, que estabelece muitas vezes regras para

reajustes de preços e padrões de qualidade.

Há setores, entretanto, em que a opção pela constituição de uma agência reguladora pode

de fato aportar vantagens não desprezíveis. Assim, quando um país deseja contar com

63

investimentos privados em infra-estrutura, esse pode ser um desenho institucional vantajoso.

A criação de uma agência reguladora sinaliza aos empreendedores a existência de uma

estabilidade de regras e de respeito aos contratos, os quais, uma vez celebrados, serão

reconhecidos para além do governo ou partido que detém o poder naquele momento. Para os

que consideram fazer investimentos em infra-estrutura, a presença de uma agência reguladora

neutra e independente sinaliza, por exemplo, a redução do risco de contenção artificial do

nível das tarifas ou de exigências de qualidade que não estavam previamente acordadas, que

poderiam, por outro lado, surgir ao sabor da conjuntura política (PARENTE, 2007).

O setor de distribuição de gás canalizado, assim como outros serviços de utilidade pública,

possui uma estrutura de mercado denominada monopólio natural. Esta estrutura ocorre

quando as empresas operam com custos elevados de implantação de infra-estrutura e custos

decrescentes de fornecimento dos serviços para novos clientes. Nestas condições, o serviço

pode ser fornecido ao menor custo quando é ofertado por uma única empresa. Ou seja, dada a

presença de retornos crescentes de escala, toda a demanda (ou sua quase totalidade) pode ser

atendida, por meio de uma única firma a um preço que cubra o custo de oportunidade.

Outra característica do setor de distribuição de gás canalizado é que os investimentos são

específicos e de longo prazo de maturação (em torno de 30 anos). Isto é, uma vez realizados

os investimentos, os ativos construídos não podem ser transferidos para outra atividade

econômica e só proporcionam retorno de longo prazo. Por ser um serviço público básico para

o bem-estar da sociedade, a distribuição de gás canalizado requer a supervisão do Estado, o

que muitas vezes é confundido com o atendimento de interesses políticos específicos do

governo, que podem se afastar do cumprimento da lei e dos contratos de concessão. Essas

características implicam alto risco para as empresas, cujos investimentos ficam expostos às

oscilações do ambiente político-econômico.

Diante dessas características setoriais, a criação de uma agência reguladora está associada

à necessidade de um órgão independente do ponto de vista político que monitore o

atendimento dos contratos de concessão, garantindo a sustentabilidade do setor no longo

prazo. Entre outros objetivos, o regulador deve assegurar a prestação do serviço com boa

qualidade ao menor custo para o usuário, estabelecer tarifas que remunerem adequadamente o

capital investido pelas empresas e resistir a pressões político-eleitorais do governo por tarifas

artificialmente menores ou por serviços desatrelados do custo.

64

O dilema reside em como a sociedade pode impedir que uma firma se beneficie da

situação monopolista e fixe o seu preço, obtendo lucros extraordinários. As soluções mais

comumente adotadas pelos países para solucionar tal dilema têm sido explorar essas

atividades por meio de empresas controladas pelo setor público (monopólios estatais), ou

permitir que uma empresa privada detenha o monopólio, mediante concessão, regulando a

indústria para evitar abusos de preços (monopólios regulados).

O objeto de estudo desta tese está relacionado à regulação da atividade de distribuição de

gás canalizado, mais precisamente com a metodologia de revisão tarifária. O detalhamento do

desenho tarifário sofre influência da visão teórica que se tem da regulação econômica, ou seja,

da visão do porquê e dos objetivos da regulação. Nesse sentido, reveste-se de importância o

entendimento da evolução da teoria da regulação que, sob uma perspectiva histórica, pode ser

caracterizada pelas seguintes abordagens: primeiramente a análise tradicional, seguida da

teoria da captura e, mais recentemente, o exame da regulação de acordo com a Nova

Economia Institucional. A Figura 4 sintetiza os principais pontos dessas três abordagens, as

quais são examinadas a seguir com foco na assimetria de informação.

Abordagem Tradicional

(até 1970)

• Função de produção (Firma)

•Aumento do bem-estar

• Externalidades

• Falhas de mercado

Teoria da Captura(1970 – 1990)

• Regulador não maximiza bem-estar

• Grupos de interesse

•Modelo de Stigler

•Modelo de Peltzman

•Modelo de Becker

Abordagem Institucionalista

(após 1990)

• Estrutura de governança (Firma)

• Teoria da Agência / Incentivos • Teoria dos Contratos / Custos de Transação

• Comportamentos oportunistas

Figura 4. Evolução da teoria da regulação com foco na assimetria de informação Fonte: elaboração própria do autor

65

3.1 Abordagem Tradicional

Os princípios básicos que nortearam as iniciativas no campo da regulação econômica até

os anos 1970 fundamentaram-se na análise tradicional do bem-estar. Com efeito, a partir da

teoria do bem-estar, tornou-se efetivamente possível para a teoria econômica tratar a

intervenção do Estado na economia de maneira formalizada. Em termos gerais, pode-se

afirmar que a análise do bem-estar procura definir sob que condições a busca do auto-

interesse na atividade econômica conduz ao bem comum e sob que condições ela não o faz

(FIANI, 2001).

Convencionou-se estabelecer como marco inicial da análise do bem-estar a publicação do

The Economics of Welfare de A. C. Pigou, em 1930. Segundo o autor, de forma geral, ocorre

uma externalidade sempre que uma atividade de natureza econômica de um agente econômico

gera custo ou benefício, sem que o agente em questão tenha que arcar com o custo ou possa

ser remunerado pelo benefício. Assim, externalidades surgem em função da ausência de um

mercado que determine a alocação deste custo ou benefício. Quando isto ocorre, custos e

benefícios que poderiam ser socialmente minimizados ou maximizados deixam de sê-lo e o

mercado “falha” na sua tarefa de gerar um ótimo paretiano. A solução advogada seria, então,

a interferência econômica do Estado, através de impostos, subsídios, regulação de quantidades

etc., de forma a promover um nível superior de bem-estar social.

Neste contexto, as características que constituem a razão de ser da atividade reguladora

estariam intrinsecamente ligadas ao conceito de “falhas de mercado”. Com efeito, por um

lado, há um consenso ao redor da idéia de que a estrutura produtiva via mercado – um lócus

abstrato onde produtores e consumidores se encontram – costuma levar a uma alocação

produtiva eficiente. De fato, para a maioria dos bens e serviços produzidos e transacionados

no mundo, a estrutura de mercado tem referenciado preços e quantidades, varrendo do mapa

as empresas menos eficientes e deixando que as escolhas de muitos, em suas demandas e

ofertas individuais, guiem mais democraticamente a atividade produtiva como um todo

(PARENTE, 2007).

Por outro lado, há também um consenso de que existem muitas falhas neste mecanismo de

alocação. Observa-se que bens e serviços que necessitam de larga escala para que sua oferta

seja viabilizada a um menor custo criam situações em que a estrutura de produção via

66

monopólio passa a ser a forma mais adequada, ou a única possível, de viabilizar a oferta de

determinado bem ou serviço. Por razões como esta, as estruturas chamadas monopólio natural

estão geralmente presentes em indústrias de rede, como as de telefonia, eletricidade, ferrovias

ou distribuição de gás canalizado, entre outras, nas quais, em grande parte das vezes, não faz

sentido duplicar ou subdividir, por exemplo, a rede para que haja mais concorrência. Nestes

casos, uma eventual duplicação, antes de trazer o benefício de um possível controle de preço

via competição, representaria um adicional de custo, por se tratarem de investimentos

pesados, diluídos agora em uma base dividida de consumidores (PARENTE, 2007).

Assim, a regulação era vista essencialmente como regulação de monopólios naturais e,

ocasionalmente, também de situações de externalidades. De qualquer forma, o campo da

regulação econômica era limitado, porém, aparentemente seguro, no sentido de que seus

limites não estavam sujeitos a contestação. As transformações das economias dos países

capitalistas avançados, todavia, colocaram em pauta uma revisão radical e sistemática dos

fundamentos teóricos da regulação econômica (FIANI, 2001).

Progressivamente não apenas os limites do campo regulatório começaram a ser

questionados, mas também o sentido da regulação passou a ser objeto de revisão crítica. Fiani

(2001) observa que, neste processo, houve um passo teórico fundamental: em relação à

questão das falhas de mercado, a teoria econômica veio a acrescentar, a partir dos anos 1970,

a análise das “falhas de governo”. Significa simplesmente que novos conceitos teriam de ser

criados ou incorporados à discussão sobre os determinantes, restrições e efeitos da atuação do

governo na economia.

Assim, já no início dos anos 1960, os fundamentos teóricos da abordagem convencional

da regulação passaram a receber críticas. Stigler e Friedland (1962), examinando os efeitos da

regulação sobre preços de energia elétrica, concluíram que houve impacto insignificante na

redução de preços do setor, evidenciando a incapacidade da intervenção regulatória em inibir

um comportamento monopolista, mesmo tratando-se de regulação de monopólio natural.

Viscusi, Vernon e Harrington Jr. (2000) apontam que a abordagem convencional pode ser

considerada incompleta, pois assume que a regulação surge para corrigir falhas de mercado,

sem, no entanto, explicar por quais mecanismos isto acontece. A ocorrência de diversos casos

67

de regulação em setores onde não há significativas economias de escala, nem mesmo

externalidades, acabou por expor a fragilidade e a incompletude teórica desse modelo.

Conforme assinalado por Fiani (2001), tais problemas, aliados às transformações em curso

nas economias capitalistas avançadas, forçaram uma grande revisão teórica dos fundamentos

da regulação econômica a partir dos anos 1970. Os estudos empíricos reforçavam a

reclamação constante de que, em realidade, as políticas regulatórias acabavam por favorecer

as concessionárias e colocavam em xeque a principal hipótese da teoria tradicional de que o

regulador tem como objetivo o bem público. Como conseqüência, desenvolveu-se a Teoria da

Captura, segundo a qual a regulação ocorre como resposta a uma demanda da indústria.

Assim, a agência reguladora acaba controlada por essa última e atua a seu favor, ou seja, os

reguladores são capturados pelos regulados.

3.2 Teoria da Captura

Uma importante contribuição da abordagem da Teoria da Captura foi motivar o

deslocamento da discussão da regulação das “falhas de mercado” para a regulação em si. Esta

nova abordagem favoreceu o surgimento de outros conceitos na análise, como “grupos de

interesse” e de rent-seeking, e sugeriu a idéia de que a regulação ocorre como resultado de

demandas por transferências de renda entre grupos de interesse, significando que o regulador

não maximiza bem-estar, mas sim o apoio dos grupos envolvidos.

A Teoria da Captura abrigou as tentativas de formulação de métodos mais sofisticados

para o comportamento regulatório, que procuravam especificar uma função-objetivo para o

regulador que capturasse as influências políticas, bem como outras dimensões da realidade,

descartando a maximização do bem-estar social como sua principal preocupação e procurando

escapar do dilema regulador benevolente-capturado.

As primeiras versões da Teoria da Captura apresentavam, contudo, uma grave deficiência:

a simetria em relação às teorias do regulador benevolente. Se, antes, o agente regulador era

visto como essencialmente voltado para o bem-estar social, agora ele passava a ser visto como

órgão que apenas sancionava passivamente os interesses privados das empresas reguladas.

Desta forma, a teoria da captura era também considerada incompleta, pois somente trocava a

hipótese do regulador benevolente para a do regulador capturado e passivo diante das pressões

68

de grupos de interesse. Segundo Fiani (2001), essa versão ainda apresentava uma deficiência

séria, ao deixar em aberto o motivo pelo qual o agente regulador estimularia o monopólio. No

sentido de elucidar essa questão, destacam-se as contribuições dos modelos de Stigler (1971),

Peltzman (1976) e Becker (1983).

Viscusi, Vernon e Harrington Jr. (2000) consideram de grande contribuição as conclusões

de Stigler (1971) acerca das motivações da regulação e de como elas influenciam a forma de

regular. O trabalho do autor representou um indiscutível avanço analítico na medida em que

procurava dar resposta à questão acerca dos motivos que determinam a existência da

regulação. Com esta finalidade, Stigler especifica uma função-objetivo do agente regulador

em que sua utilidade deriva de sua remuneração e dos votos dos eleitores. Além disso,

campanhas com mais recursos tendem a obter melhor desempenho eleitoral. Pequenos

grupos, portanto, ainda que representem número de eleitores bastante reduzido em relação ao

conjunto de eleitores relevante para o agente regulador, podem, mesmo assim, ser

determinantes nas decisões do agente regulador.

Assim, a teoria de Stigler parecia dar suporte bastante sólido à concepção do regulador

como um agente capturado por interesses de grupos privados. Os modelos subseqüentes se

esforçariam por superar o dilema regulador benevolente-capturado, estabelecendo parâmetros

de análise mais sofisticados, dentre os quais destaca-se o modelo de Peltzman (1976), cuja

principal premissa é a de que o regulador escolhe a política regulatória de modo a maximizar

apoio político para se manter na função.

O modelo de Peltzman estabelece como função-objetivo do regulador uma função de

apoio político M, sendo definida como M (P, r), onde P é o nível da tarifa do agente regulado,

e r sua taxa de lucro. A hipótese é de que o agente regulador procura conquistar o máximo de

apoio possível de ambos os grupos: dos consumidores, mantendo a tarifa tão baixa quanto

possível; e da indústria, garantindo a maior taxa de lucro viável. Supõe-se uma taxa marginal

decrescente entre P e r, isto é, existe um limite nas possibilidades de o regulador poder

“trocar” uma maior tarifa por um retorno maior, ou um retorno menor por uma tarifa menor, e

permanecer com o mesmo nível de apoio que antes.

De acordo com Fiani (2001), a primeira conclusão que pode ser extraída do modelo de

Peltzman é a de que o agente regulador não irá estabelecer a tarifa nem ao nível equivalente

69

ao que vigoraria se a indústria fosse competitiva, nem ao nível que vigoraria caso a indústria

se comportasse como monopolista, mas sim em algum nível intermediário entre os dois. Com

efeito, esta conclusão não deve surpreender, na medida em que: a) a função-objetivo do

regulador procura maximizar o apoio conjunto dos dois grupos (consumidores e indústria); e

b) há um limite para a possibilidade por parte do regulador de trocar o apoio de um grupo por

outro.

O modelo seguinte a ganhar destaque acadêmico no tratamento da questão da regulação

econômica, com base na Teoria da Captura, foi o de Becker (1983). A Teoria de Grupos de

Pressão desenvolvida pelo autor expressa a competição entre grupos pela influência política

que são capazes de exercer e que, em última análise, resulta em benefícios econômicos,

representados no modelo de Becker pela diminuição de impostos pagos ou aumento de

subsídios recebidos.

O modelo de Becker possui enfoque bastante distinto do modelo de Peltzman: o agente

regulador apenas responde ao volume de pressão exercido pelos diferentes grupos de

interesse. O volume de pressão que um dado grupo de interesse exerce depende a)

inversamente do número de seus membros; e b) diretamente dos recursos utilizados. O

volume de riqueza transferido de um grupo a outro dependeria, então, positivamente da

pressão do grupo que exerce o rent-seeking, e negativamente do volume de pressão por parte

do grupo que sofre a transferência de parte de sua renda.

Muller-Monteiro (2007), aplicando a Teoria de Grupos de Pressão de Becker ao setor

elétrico brasileiro, concluiu que este tem sido crescentemente usado por grupos de pressão

política como fonte eficiente de arrecadação bilionária de recursos. Para o autor, não é

possível descartar as hipóteses de uso político e eleitoral do setor elétrico brasileiro,

relegando a um segundo plano a maximização de funções-objetivo orientadas à rentabilidade

e à sustentabilidade econômica das empresas situadas na indústria de energia elétrica.

A resultante do desenvolvimento e integração destes dois conceitos, grupos de interesse e

rent-seeking, foi que o Estado deixou de ser visto, no papel de agente regulador, como uma

entidade cuja atuação econômica estava fundamentalmente voltada para o bem público.

Agora, tanto legisladores encarregados das normas que orientam a atividade regulatória

quanto burocratas responsáveis pela implantação e fiscalização do acompanhamento destas

70

normas estariam sujeitos a cooptação por parte de grupos de interesse empenhados em

garantir renda extraordinária, ou seja, envolvidos em atividades de rent-seeking com prejuízos

em termos de bem-estar social.

Estas abordagens do processo regulatório ficaram conhecidas como Teorias da Captura,

pois discutem as formas e as conseqüências da “captura” das instituições reguladoras do

Estado por interesses privados. É importante frisar que os inúmeros estudos empíricos

realizados não são conclusivos no sentido de confirmar ou não as hipóteses de que a regulação

favorece um ou outro grupo de interesse. Entretanto, é irrefutável a influência dessas

discussões na prática regulatória em diversos países nos últimos vinte anos. A tendência à

“desregulação” das reformas econômicas iniciadas nos anos 1980 fez com que a regulação de

monopólios naturais se adaptasse à nova situação, exigindo inovações e tornando a atividade

mais complexa e sofisticada (VOGEL, 1996 apud FIANI, 2001).

3.3 Abordagem Institucionalista

Nos últimos dez anos a literatura sobre comportamento do regulador teve grande evolução

com a aplicação de duas teorias: a Teoria dos Incentivos e a Teoria dos Custos de Transação

(ou Teoria dos Contratos), que compõem a base do referencial denominado de Nova

Economia Institucional (NEI).

A idéia central que deu origem a NEI foi institucionalizada por Coase (1937) e parte da

análise da natureza da firma, onde, diferentemente da análise convencional, a firma não é

somente uma função de produção, mas uma estrutura de governança. Esta atua no sentido de

economizar custos de transação provenientes de comportamentos oportunistas e da

racionalidade limitada dos agentes.

A Teoria dos Incentivos foca no problema da informação e utiliza uma abordagem agente-

principal para entender o processo regulatório (SAPPINGTON; STIGLITZ, apud BERG;

TSCHIRHART, 1988). Segundo esta abordagem, o regulador, como principal, detém menos

informação que o agente (regulado) sobre a estrutura da demanda e sobre a maneira mais

eficiente de combinar os insumos para prestar o serviço. Em função dessa assimetria

informacional, a principal preocupação do regulador passa a ser a implantação de esquemas

de incentivo que induzam o agente a revelar as informações.

71

Além do foco nas restrições de caráter informacional, existe outra abordagem regulatória

que se preocupa com as restrições transacionais presentes no exercício da atividade de

regulação. Baseada na Teoria dos Custos de Transação, essa abordagem mostra que existem

custos não desprezíveis tanto na elaboração quanto na execução de um contrato

(WILLIAMSON, 1985).

Ainda de acordo com esta abordagem, quanto mais longo o prazo de um contrato, maiores

as dificuldades em prever todas as contingências na sua assinatura (ex ante). Como

conseqüência, os contratos são firmados propositadamente de modo incompleto, deixando

para o período de sua execução a solução dos problemas imprevistos que vierem a ocorrer.

Tal fato coloca importância especial na governança do contrato, isto é, no modo como

regulador e regulado se relacionarão a fim de resolver esses problemas e promover os ajustes

necessários. Apesar de reduzir os custos na fase de elaboração, os contratos incompletos

acabam por gerar um potencial de custos ex post maiores, por conta da possibilidade de

comportamento estratégicos das partes, reforçando ainda mais o papel da governança

contratual para inibir esses comportamentos.

Diferentemente da Teoria dos Incentivos, onde o que importa são as questões relativas aos

direitos de propriedade e aos alinhamentos de incentivos ex ante, a Teoria dos Custos de

Transação assume que a racionalidade limitada dos agentes impede que sejam antecipadas

todas as barganhas no momento da assinatura do contrato. Em função disso, os contratos são

deixados incompletos, o que torna as instituições de suporte à fase ex post o foco das

preocupações. Nesta etapa, a atuação dessas instituições deve se pautar pela definição de

regras e mecanismos que reduzam a incerteza proveniente de incompletude contratual e

comportamentos oportunistas.

A regulação de monopólios naturais, no caso específico da atividade de distribuição de gás

canalizado, encaixa-se perfeitamente neste tipo de análise, tendo por base tanto a Teoria dos

Incentivos quanto a Teoria dos Custos de Transação. Isso se explica pelo fato de esta

atividade envolver a realização de investimentos específicos e de longa maturação, sujeitos a

um relacionamento do tipo agente-principal, ou seja, com assimetria de informações. Segundo

esta perspectiva, o regulador pode ser visto como um guardião de contratos de longo prazo

entre fornecedores e consumidores, com o objetivo de administrar as complexidades desse

tipo de relação (GOLDBERG, 1976).

72

A aplicação dessa abordagem para o caso específico de atividades que se constituem em

monopólios naturais leva à visão de que a regulação desses setores constitui-se em importante

alternativa de estrutura de governança que, como tal, deve atuar na redução das incertezas

causadoras de ineficiências econômicas. Essa visão parte do princípio de que os monopólios

naturais existem não por causa dos custos decrescentes, mas pela natureza do produto e do

setor, que requerem preferivelmente uma relação de longo prazo entre produtores e

consumidores, e também pela dificuldade de determinar ex ante os termos específicos dessa

relação. Em razão das características específicas desses setores, a relação contratual de longo

prazo será a mais eficiente, sejam eles regulados ou não (GOLDBERG, 1976).

Assim, verifica-se que a abordagem institucionalista incorpora as diversas limitações reais

da regulação na análise do comportamento do regulador e da escolha regulatória. A fim de

combater as principais imperfeições regulatórias decorrentes de assimetria informacional e de

incompletude contratual, essa abordagem indica que as intervenções do órgão regulador

devem se pautar pela transparência, pela coerência e consistência intertemporal, assim como

pela adequação ao arcabouço institucional e ao desenho básico existente. Tais atributos são

necessários à credibilidade das políticas e à redução da incerteza do setor (PEANO, 2005).

Percebe-se, portanto, que a revisão teórica da regulação, ocorrida a partir da década de

1970, procurou adicionar à análise convencional as restrições e limitações reais e também

apontar as imperfeições dessa atividade. No entanto, Berg e Tschirhart (1988) concluem que

nenhuma teoria de comportamento regulatório pode, sozinha, explicar totalmente as

motivações e os impactos da regulação, fenômeno muito complexo para ser caracterizado por

um conjunto de equações. Além disso, segundo os autores, as teorias existentes não são

mutuamente excludentes.

3.4 Informação Assimétrica e Regulação

A abordagem institucionalista, como visto anteriormente, incorpora os problemas de

assimetria informacional e de governança contratual na atuação regulatória e, portanto, na

definição do detalhamento da regulação, englobando a questão da revisão tarifária. Nesta

parte do estudo examina-se, à luz da abordagem institucionalista, o impacto da assimetria de

informação na atividade de regulação, na qual se insere o processo de revisão tarifária da

distribuição de gás canalizado. Pinto Jr. e Pires (2000) assinalam que a incorporação da

73

informação assimétrica na teoria da regulação econômica tem trazido novos insights de como

as chamadas falhas de mercado podem ser enfrentadas através de mecanismos externos ao

mercado, visando o aumento de bem-estar da coletividade.

O argumento usual, utilizado para justificar a existência da atividade de regulação em um

setor da economia, é a necessidade de corrigir falhas de mercado decorrentes de assimetrias

de informação e externalidades, entre outras. Dentro da tarefa de regular,30 a questão da

formação de preços é central, pois envolve aspectos do excedente e sua distribuição entre os

agentes. Por esta razão, dentre as atribuições do órgão regulador, destaca-se a tarefa de fixar

regras tarifárias que conciliem os interesses dos consumidores e da firma regulada.

A função da instituição regulatória de estabelecer tarifas justas e garantir a universalidade

dos serviços públicos implica superar a questão da assimetria de informações entre o agente

regulador e a firma regulada em favor da última. Isto porque o regulado tem conhecimento

profundo de sua operação e estrutura de custos, enquanto o regulador não possui essas

informações. Significa que as decisões tomadas pelo regulador muitas vezes podem se

subordinar ao conjunto de informações fornecidas pelos regulados. O órgão regulador precisa

dispor de instrumentos de mensuração do desempenho e esforço dos regulados. Para isso, o

ideal seria adicionar ao sistema tarifário vigente mecanismos que ajudassem o regulador a

induzir a firma regulada a revelar as informações de que ele, regulador, necessita para garantir

a operação eficiente da empresa regulada e a divisão dos ganhos de produtividade com o

consumidor final.

Face à assimetria de informações, o regulador é obrigado a recorrer a outras formas de

obtê-las que não através da firma regulada, a fim de evitar o risco de captura.31 Contudo, isto

possui um custo, pois os órgãos reguladores precisam ser bem aparelhados sobre questões

setoriais para, desta forma, reduzir as assimetrias de informações quanto às questões técnicas,

econômicas e financeiras das empresas. Cabe, entretanto, notar que o problema da assimetria

de informações nunca é eliminado. Desta forma, o regulador deve ser capaz de arbitrar sobre

30 No Brasil, conforme mencionado anteriormente, a tarefa de estabelecer as tarifas de gás natural é de responsabilidade das agências reguladoras estaduais. 31 É importante observar que a assimetria de informações não é a única fonte de captura. O regulador também pode ser capturado pela indústria, através da pressão de distintos grupos de interesse que podem ser consumidores, trabalhadores, firmas etc.

74

as questões de sua competência sem dispor do mesmo conjunto de informações da firma

regulada. A captura do órgão regulador pode acarretar a perda de credibilidade da agência

como árbitro de conflitos, o que acaba por gerar aumento dos custos e diminuição da eficácia

da regulação.

Uma das conseqüências mais relevantes da existência de informação assimétrica,

principalmente numa relação contratual,32 é a presença de comportamentos oportunistas entre

os agentes, por parte daqueles que possuem informações. Segundo Laffont e Tirole (1993) as

principais questões decorrentes da informação assimétrica são a seleção adversa e o risco

moral.

O fenômeno da seleção adversa consiste no fato de que a escolha do produto ou serviço a

ser demandado ocorre de forma ineficiente, portanto adversa, em função da assimetria de

informação entre agentes ofertantes e demandantes do produto ou serviço. Do ponto de vista

contratual, a seleção adversa pode ser encarada como oriunda de comportamentos

oportunistas, derivados de assimetria de informações existente a nível pré-contratual, e que

prejudicam a operação das transações antes mesmo do estabelecimento do contrato, já que

uma das partes depende de informações – que nem sempre são fornecidas – relativamente à

natureza da outra. Neste caso, certas informações podem ser omitidas no momento da

definição do contrato. A seleção adversa decorre, portanto, da assimetria de informações entre

os agentes, e para evitá-la é necessário buscar mecanismos que reduzam as assimetrias.

Segundo Williamson (1985), existem dois mecanismos básicos de diminuição de assimetrias

visando o oportunismo pré-contratual: sinalização (signaling) ® e “varredura” (screening)

®33. Pinto Jr. e Pires (2000) assinalam que todo esforço no sentido de reduzir a seleção

adversa caminha na direção da melhoria da qualidade do serviço prestado e do fluxo de

informações, mas este processo é oneroso.

32 Como é o caso do contrato de concessão de distribuição de gás canalizado firmado ente a companhia concessionária e a agência reguladora estadual. 33 Sinalização (signaling)® diz respeito à emissão de sinais e fornecimento de informações por parte do agente que a detém, sendo que o agente que está recebendo a informação deve confiar na sinalização do outro agente; e “varredura” (screening) ® ocorrendo quando a informação assimétrica é revelada por iniciativa da outra parte, ou seja, os que desejam informações fornecem incentivos de modo a atrair apenas aqueles que possuem a informação desejada (Williamson, 1985).

75

Diferentemente da seleção adversa, onde o problema se encontra no diferencial de risco

entre os diferentes agentes econômicos, o caso do risco moral se baseia nas ações dos agentes,

que podem acabar influenciando esse risco. O que está em questão neste caso, portanto, é a

moral dos agentes, que podem assumir certos comportamentos para aumentar ou diminuir a

probabilidade de ocorrência do aspecto em questão.

No nível contratual, o risco moral é fruto de comportamentos oportunistas posteriores à

elaboração do contrato, podendo ocorrer também de um comportamento imprevisto ao longo

da sua execução. Pinto Jr. e Pires (2000) ressaltam que a informação assimétrica não é relativa

às características desconhecidas dos agentes, mas a um comportamento oportunista,

escondido e não conhecido pela outra parte do contrato no momento de sua elaboração.

Williamson (1985) advoga como possível solução compensatória frente ao risco moral o

estabelecimento dos seguintes mecanismos: monitoramento ®, contratos de incentivo ® e

joint ventures ®34.

A questão da assimetria informacional e os problemas decorrentes – seleção adversa e

risco moral – estão presentes no setor de distribuição de gás canalizado, principalmente, nos

contratos de concessão (ex ante ou ex post) entre as companhias distribuidoras locais e a

agência reguladora estadual. O regulador deve, portanto, vislumbrar um sistema tarifário que

minimize a presença desses problemas.

Frente à emergência de situações de difícil resposta para a teoria econômica tradicional,

outras abordagens teóricas têm ganhado espaço na literatura econômica, principalmente na

que trata mais especificamente de questões contratuais, denominada de teoria dos contratos.

Pinto Jr. e Pires (2000) observam que essa teoria busca introduzir questões até então

negligenciadas pela teoria tradicional, como: a) a incompletude contratual em função da

incerteza e imprevisibilidade de contingências futuras; b) comportamentos oportunistas dos

34 O termo monitoramento® diz respeito a uma espécie de auditoria independente ou monitoramento das condições de execução do contrato, o que torna possível a percepção de comportamentos inapropriados mesmo antes deles ocorrerem; contratos de incentivo® são mecanismos contratuais que buscam incentivar os comportamentos positivos, ou seja, buscam realizar a convergência entre comportamentos (alinhamento de incentivos) visando eliminar o risco moral; o conceito de joint ventures® implica a posse conjunta dos ativos; está relacionado a algum grau de integração entre as partes e a finalidade é reduzir o risco de free-riding, que é um comportamento oportunista (Williamson, 1985).

76

agentes; e c) a importância de instituições no sentido de diminuir incertezas e sinalizar

objetivos para os agentes.

Uma das vertentes da teoria dos contratos35 é a teoria da agência (ou teoria do agente-

principal) desenvolvida na tentativa de introduzir a questão dos incentivos. Esta abordagem

está relacionada a questões concernentes tanto à assimetria de informações quanto a questões

referentes aos direitos de propriedade, uma vez que os últimos possuem efeitos em termos de

incentivos. Esta vertente da teoria dos contratos se interessa pelo relacionamento entre dois

atores econômicos – um é o principal e o outro, o agente – em que o agente dispõe de um

conjunto de possíveis comportamentos a adotar, e em suas ações, que afetam o bem-estar

entre as partes, dificilmente são observáveis pelo principal, pelo menos na sua totalidade. Este

tipo de relação coloca em tela o problema de assimetria de informações entre o agente e o

principal.

A análise consiste, então, em como um ator econômico (principal) estabelece um sistema

de compensação (contrato) que motive o outro ator (agente) a agir de acordo com o interesse

do primeiro. O grande ponto colocado por esta vertente da teoria dos contratos é que é difícil

monitorar o esforço dos atores econômicos envolvidos em uma transação, acarretando grande

dificuldade na elaboração dos contratos. Por esta razão, são incluídos esquemas de incentivos

baseados no desempenho observado do agente. Na elaboração de um esquema de incentivos,

as partes envolvidas enfrentam o trade off entre incentivos ótimos e repartição de riscos

ótima.

Mesmo admitindo a vigência de um contrato entre as partes (como é o caso de um contrato

de concessão), a relação e o cumprimento dos dispositivos contratuais se enquadram num

contexto de informação assimétrica, pois o principal dispõe de um conjunto imperfeito de

informações sobre o agente. Se essas informações são referentes à estrutura de custos do

agente (empresa regulada), é de se esperar que o principal (regulador) tenha uma base de

conhecimento que depende da confiabilidade das informações prestadas pelo agente. Neste

35 Outra vertente da teoria dos contratos é a abordagem teórica dos custos de transação, destacando-se a contribuição de Williamson (1985), em que, além das questões acerca da integração vertical, também são relacionados problemas relativos ao comportamento imprevisível dos agentes, à existência de ativos específicos a uma relação e à impossibilidade de elaboração de contratos completos.

77

ponto reside o problema da captura do regulador por parte da firma regulada, uma vez que o

primeiro tem que tomar suas decisões baseado nas informações recebidas do último.

Dessa forma, o regulador, ciente da sua situação com relação à assimetria de informações,

deve buscar evitar cair numa situação de captura regulatória, pautando suas ações com base

nos interesses da empresa regulada e em detrimento do interesse público. Três objetivos que

passam a ser enfrentados pelo regulador são então destacados na literatura (LEVÊQUE, 1999,

apud PEANO, 2005: a) alocação eficiente de recursos; b) aumento do desempenho técnico

das empresas reguladas visando à redução de custos e c) minimização dos efeitos distributivos

da repartição das rendas entre produtores e consumidores. Na prática, contudo, esses objetivos

podem se tornar contraditórios, devido, em especial, ao caráter incompleto dos contratos, já

que a assimetria de informações reduz a possibilidade de elaboração de contratos completos.

Verifica-se, portanto, que a literatura sobre regulação econômica vem conferindo especial

atenção ao problema da assimetria de informações entre o órgão regulador e a firma regulada.

Para que o regulador exerça uma regulação eficiente, buscando alcançar os objetivos de

manutenção da prestação do serviço com qualidade e preço razoável e das condições de

operação em ambiente competitivo, é necessária a existência de uma base de informações.

Entretanto, a obtenção das informações ocorre mediante custos: quanto maior a assimetria de

informações entre agentes, mais custoso o processo de acesso às informações relevantes e,

conseqüentemente, mais custosa a regulação para o agente regulador setorial.

Para que o regulador possa exercer uma regulação eficiente, defendendo o interesse

público, é indispensável que exista uma base confiável de dados decorrente de um regime de

incentivos que induza as firmas reguladas a fornecerem informações necessárias. Quando a

base de informações não é eficiente, torna-se muito elevado o risco de captura regulatória.

Neste caso, as decisões de regulação estariam subordinadas, preferencialmente, aos objetivos

da firma regulada, em detrimento do interesse público.

3.5 Revisão Tarifária de Distribuição de Gás Canalizado

Conforme visto, a continuidade dos investimentos no setor de distribuição de gás natural

canalizado dependerá sobremaneira do relacionamento entre órgão regulador e empresas

reguladas, sendo o processo de definição e execução da metodologia de revisão tarifária de

78

extrema importância, uma vez que seus resultados produzem reflexos em toda a sociedade. A

elevação exagerada das tarifas pode, de um lado, onerar injustamente os consumidores. Por

outro lado, uma queda excessiva pode reduzir a capacidade de investimentos das empresas e

comprometer tanto sua sustentabilidade econômica quanto a qualidade dos serviços no futuro.

Nesta parte do trabalho descreve-se de forma sucinta o processo de revisão tarifária do

setor de distribuição de gás canalizado, tomando por base os contratos de concessão das

concessionárias atuantes no Estado de São Paulo, cujo mercado é abastecido por três

concessionárias (Companhia de Gás de São Paulo S/A - COMGÁS, Gás Brasiliano

Distribuidora S/A e Gás Natural São Paulo Sul S/A).36 Juntas, as três respondem por cerca de

38% do mercado de distribuição de gás natural canalizado brasileiro37.

A revisão tarifária das concessionárias de distribuição de gás canalizado no Estado de São

Paulo é feita a cada cinco anos. Em 2009, deu-se início ao terceiro ciclo de revisão tarifária,

tendo o segundo ocorrido no período 2004 – 2008.38

Os contratos de concessão das três concessionárias estabelecem um regime de tarifas-teto

a serem aplicadas na prestação dos serviços de distribuição de gás canalizado. Essas tarifas

são obtidas por meio de uma metodologia denominada de margem máxima de distribuição –

Margem Máxima (MM). A MM representa a receita unitária máxima que a concessionária é

autorizada a arrecadar pela prestação do serviço de distribuição de gás canalizado, sendo

expressa em Reais por metro cúbico de gás (R$/m3). Segundo a Agência Reguladora de

Saneamento e Energia do Estado de São Paulo – ARSESP (2003), essa metodologia visa

permitir à concessionária a obtenção de uma rentabilidade razoável, levando em consideração

as características do serviço regulado.

Na revisão tarifária de cada concessionária, pretende-se garantir o equilíbrio econômico-

financeiro por meio da determinação dos seguintes parâmetros: a) valor inicial (P0) da MM;

36 Conforme já mencionado, a escolha do mercado do Estado de São Paulo deve-se, principalmente, por ser considerado um modelo (benchmark) em termos de revisão tarifária de gás natural canalizado no Brasil. 37 Revista Brasileira de Energia, fevereiro, 2009. 38 Mais precisamente, o 2° ciclo de revisão tarifária da Companhia de Gás de São Paulo S/A (COMGÁS) e Gás Natural São Paulo Sul S/A abrangeu o período 2004–2008; enquanto a Gás Brasiliano Distribuidora S/A englobou o período 2005–2009.

79

b) valor do fator de eficiência, denominado de Fator X; c) Termo de Ajuste K; d) reajuste

anual de P0; e) Plano de Negócios; f) remuneração do capital investido; e g) cálculo do fluxo

de caixa descontado, conforme apresentado na Figura 5. Esses parâmetros são descritos a

seguir, assumindo-se como eixo central o conteúdo do Plano de Negócios das

Concessionárias, que é a essência do enfoque metodológico proposto para a revisão tarifária.

Requerimento de informações(Plano de Negócios)

Evolução do Mercado. Usuários. Volumes de gás. Capacidade contratada

Situação Atual da Concessão. Vendas e usuários. Base de ativos. Custos

Despesas. CAPEX, OPEX. Perdas. Custos não operacionais. Custos financeiros. Impostos

Custo de CapitalrWACC

Audiência Pública

Metodologia Preliminar

Metodologia Definitiva

Fluxo de Caixa Descontado (FCD) . Vendas de gás (t) (volume). Evolução da BRRL (BRRLi, BRRLf). OPEX(t), ODESP(t), rWACC

Verificação dasInformações

Cenário Macroeconômico e Setorial Qualidade do Serviço

Fator XTermo de Ajuste K

Figura 5. Mecanismo de Revisão Tarifária no Estado de São Paulo Fonte: Adaptado pelo autor. ARSESP, Nota Técnica nO 1 – Metodologia Para Revisão Tarifária das Concessionárias de Gás Canalizado, agosto, 2003. www.arsesp.com.br

Para determinar o valor de P0 a concessionária fornece à ARSESP um Plano de Negócios

que contém, entre outras, as seguintes informações: valor da base de ativos da empresa

regulada; plano de investimento físico e financeiro, incluindo investimentos na reposição de

ativos e em novas instalações; receitas, custos e despesas operacionais; despesas não

operacionais e despesas financeiras; custos históricos e volume de gás canalizado distribuído;

projeções do volume de gás canalizado a ser distribuído e custo médio ponderado de capital.

80

A Figura 6 apresenta a fórmula de cálculo de P0.

Figura 6. Fórmula do P0 Fonte: Adaptado pelo autor. ARSESP, Nota Técnica nO RTM/02/2009. Metodologia Detalhada Para o Processo de Revisão Tarifária das Concessionárias de Gás Canalizado do Estado de São Paulo, Terceiro Ciclo Tarifário, fevereiro, 2009. www.arsesp.com.br

Onde:

BRRL0 base de remuneração regulatória líquida no início do ciclo (ano 0) ou BRRLi

BRRL5 base de remuneração regulatória líquida no final do ciclo (ano 5) ou BRRLf

r WACC custo de capital depois dos impostos

OPEXi custos de operação, administração e comercialização do ano i

CAPEXi investimentos de capital do ano i

ODESPi outras despesas , gastos e impostos do ano i

Dt depreciação do ano t

Vt volume de m3 de gás canalizado distribuído no ano t

W taxa de impostos

i cada ano do período do ciclo tarifário

Na fixação do valor inicial de Margem Máxima (P0), leva-se em consideração que a

receita da concessionária precisa cobrir dois componentes fundamentais: a) custos

operacionais (OPEX) vinculados à operação e manutenção dos ativos necessários para a

prestação do serviço, gestão comercial e administração da empresa e b) remuneração sobre o

capital investido (CAPEX) nos ativos efetivamente necessários para a prestação do serviço,

com níveis de qualidade exigidos no contrato de concessão, de modo a assegurar a viabilidade

econômica do negócio. Esses dois componentes são descritos resumidamente a seguir.

Para permitir a apropriada análise do Plano de Negócios por parte do órgão regulador, a

concessionária fornece os valores dos custos operacionais (OPEX) associados aos principais

processos e atividades (P&A) a serem desenvolvidos pela empresa. Os custos operacionais

(OPEX) são classificados de acordo com os seguintes grupos de atividades: a) operação e

81

manutenção dos ativos; b) gestão comercial – incluindo ciclo de leitura, faturamento e

cobrança, atendimento comercial de usuários; c) aquisição e transporte de gás; e d) atividades

adicionais e complementares ao serviço básico de distribuição de gás canalizado, chamadas

“atividades não correlatas”.

Para cada P&A é definida a sua finalidade, o âmbito físico de execução e os ativos

envolvidos. Em seguida, avalia-se a razoabilidade dos valores de custos de cada P&A,

incluídos pela concessionária no seu Plano de Negócios, utilizando informações de preços e

custos de mercados representativos. Assim, é proposta uma ação regulatória que permite a

determinação de valores representativos ou de comparação (benchmarks) dos OPEX

associados aos principais processos e atividades que deve cumprir cada concessionária para a

prestação do serviço de gás canalizado. Concomitantemente, inicia-se um processo de

interação com a concessionária, que poderá incluir solicitações de informações adicionais

com o objetivo de definir o valor adequado do OPEX a ser adotado na determinação do

parâmetro P0 (ARSESP, 2003).

Quanto à remuneração sobre o capital investido (CAPEX), os parâmetros básicos adotados

na revisão tarifária são o valor do investimento a ser remunerado (ou base de remuneração

regulatória líquida) e o custo de capital da concessionária, descritos a seguir.

A base de remuneração regulatória líquida (BRRL) considera o valor líquido dos ativos

em serviço, conforme a fórmula abaixo:

BRRL = BRRB – Depreciação Acumulada (F.7)

Onde:

BRRB refere-se à base de remuneração regulatória bruta, constituída pelos ativos das

concessionárias necessários para a prestação do serviço de distribuição de gás canalizado;

Depreciação Acumulada corresponde ao desgaste dos ativos em função do uso devendo

ser calculada em consonância com os mesmos critérios e valores utilizados no Plano de

Contas de cada concessionária.

A fim de permitir que a concessionária obtenha uma rentabilidade apropriada sobre sua

base de ativos, a ARSESP leva em consideração, na elaboração do Plano de Negócios, o custo

de oportunidade de capital. É utilizada a metodologia identificada como Capital Asset Pricing

Model (CAPM), complementada com a denominada Weigheted Average Cost of Capital

82

(WACC). Trata-se de enfoque predominantemente aplicado, no âmbito internacional, à

regulação de serviços públicos para a determinação do custo do capital próprio, do custo do

capital de terceiros e da taxa de retorno para remunerar a atividade (ARSESP, 2003)

O valor do WACC é determinado utilizando-se uma estrutura apropriada de capital, ou

seja, a relação entre as participações de capital próprio da concessionária e do capital de

terceiros que minimize o valor do custo médio ponderado de capital. A metodologia de

cálculo proposta leva em consideração determinados aspectos, como as diferenças no valor do

custo de capital pelo efeito do tamanho da empresa e a existência de condições particulares de

endividamento com organismos governamentais, diferentes das aplicadas no mercado

financeiro privado.39 Na revisão tarifária da Comgás para o ciclo 2004–2008, a ARSESP

considerou como WACC o valor de 13,66% em termos nominais após os impostos.

O contrato de concessão determina ainda que o órgão regulador estabeleça um fator de

eficiência, chamado de Fator X, para a concessionária, que será aplicado à MM em cada um

dos cinco anos (a partir do segundo ano) subseqüentes à revisão tarifária, e que levará em

consideração a tendência do incremento de sua eficiência operacional ao longo do ciclo. O

regulador considera, para calcular a tendência do incremento da eficiência (Fator X) da

Concessionária, os seguintes itens: tendência histórica da eficiência da Concessionária,

padrões internacionais de eficiência na indústria; índices de produtividade de longo prazo;

economia de escala e comparações com outras concessionárias no Brasil (ARESEP, 2003). O

Fator X é considerado para a atualização anual sucessiva do parâmetro P0, a ser efetuada na

determinação do valor da Margem Máxima (MM) de cada ano do ciclo tarifário. No processo

revisional, o Fator X é definido como o mecanismo que reduz a aplicação do Índice Geral de

Preços de Mercado (IGP-M), permitindo o repasse às tarifas dos consumidores de parte dos

ganhos de eficiência projetados para as empresas no período do ciclo tarifário40.

39 Afora essas considerações, o cálculo do WACC segue o roteiro indicado na seção 1.4 – Componentes do EVA. Para maiores detalhes sobre a metodologia de cálculo do CAPM/WACC, consultar o Anexo II da Nota Técnica N0 1 – Metodologia Para Revisão Tarifária das Concessionárias de Gás Canalizado, Comissão de Serviços Públicos de Energia, agosto de 2003. www.arsesp.org.br. 40 No 3° Ciclo de Revisão Tarifária da COMGÁS (2009 – 2013) a abordagem recomendada foi usar o Índice de Tornqvist. Nota Técnica N0 RTM/02/2009 – Metodologia Detalhada Para o Processo de Revisão Tarifária das Concessionárias de Gás Canalizado de São Paulo,Terceiro Ciclo Tarifário, fevereiro, 2009. www.arsesp.org.br.

83

A Margem Máxima (MM) para o ano t do ciclo tarifário será, então, calculada conforme

segue:

MM t = Pt + Kt , sendo: P t = Pt -1 [ 1 + (VP – X)] (F.8)

Onde:

VP é a variação do Índice Geral de Preços de Mercado (IGP-M),

X é o fator de eficiência (percentual)

Pt é o valor da Margem Máxima (MM) inicial (P0), atualizada anualmente pelo fator (VP –

X) até o ano t;

P0 é o valor inicial da Margem Máxima (MM) definido por ocasião de cada revisão

tarifária;

Kt é o Termo de Ajuste (fator) que compensa no ano “ t” desvios da Margem Máxima

(MM) estabelecida pelo órgão regulador em relação a Margem Obtida pela

Concessionária no ano “ t-1” 41.

Mediante a avaliação das informações incluídas no Plano de Negócios apresentado pela

concessionária, o órgão regulador determina os valores do volume físico das vendas, dos

custos operacionais (OPEX) e de investimentos (CAPEX) considerados em cada ano do

próximo ciclo tarifário. Esses valores, junto ao da Base de Remuneração Regulatória (BRR)

ao início e fim do ciclo, são os considerados para a determinação do parâmetro P0, mediante o

método do Fluxo de Caixa Descontado (FCD). Este método permite quantificar a gestão

econômica da concessionária durante o ciclo tarifário através do valor presente líquido (VPL)

das receitas e despesas, considerando42:

● as projeções para o ciclo tarifário de custos operacionais (OPEX) e custos dos

investimentos (CAPEX);

● o valor da BRRL ao início do ciclo tarifário (BRRL0);

41 Em relação à COMGÁS, a partir do terceiro ciclo tarifário, o Termo de Ajuste K será igual a zero quando a Margem Obtida no ano anterior pela concessionária for menor ou igual à Margem Máxima estabelecida pela ARSESP. Nota Técnica Final – Definição do Termo de Ajuste K 2009- Aplicação Comgás, Maio, 2009. www.arsesp.com.br. 42 Importante frisar que todos esses parâmetros são determinados em termos reais.

84

● o valor da BRRL ao fim do ciclo tarifário (BRRL5), definido como o valor desse

parâmetro ao início do ciclo mais os investimentos regulatórios líquidos (deduzidos das

depreciações) realizados no ciclo; e

● o valor da taxa de retorno sobre o capital investido no ciclo tarifário (rwacc).

O montante AFC(t) (fluxo de caixa de cada ano “t”, do inglês anual cash flow) do ciclo

tarifário pode ser expresso como:

AFC(t) = REC(t) – OPEX(t) – CAPEX(t) – ODESP(t) (F.9)

Onde:

AFC(t): valor do fluxo de caixa anual;

REC(t): valor da receita da concessionária pela prestação do serviço de distribuição de gás

canalizado, calculada a partir do valor da Margem Máxima do ano - MM(t), igual ao P0

em termos reais, multiplicado pelo volume das vendas do ano;

OPEX(t): o valor dos custos operacionais de prestação do serviço associado ao Plano de

Negócios;

CAPEX(t): o valor dos investimentos requeridos para a prestação do serviço, conforme o

Plano de Negócios da concessionária;

ODESP(t): o valor das outras despesas (incluindo impostos) do ano t.

Nos termos acima definidos, a equação do Fluxo de Caixa Descontado pode ser expressa

como indicado a seguir:

BRRLi – VPL (BRRLf) = VPL (AFC) (F.10)

Onde:

BRRLi e BRRLf são os valores da Base de Remuneração Regulatória líquida ao início e

ao fim do ciclo tarifário;

AFC é o valor do fluxo de caixa da concessionária do ciclo tarifário, composto pelos

montantes de receita e despesas de cada ano associados ao Plano de Negócios; e

VPL (AFC) é o valor presente líquido desses montantes, descontados à taxa de retorno

rwacc do serviço de distribuição de gás canalizado para o ciclo tarifário.

O conceito essencial da equação do FDC é que o VPL da receita é determinado de forma

que o valor dos fluxos de caixa anuais - AFC(t) -, descontados à taxa de retorno definida para

o ciclo tarifário (rwacc), seja igual ao valor da BRR líquida ao início do ciclo (o valor da BRRL

ao fim do ciclo é igual ao VPL dos fluxos de caixa antecipados para o ciclo seguinte ao

analisado, na hipótese de que a metodologia é aplicada indefinidamente em cada revisão

85

tarifária). Em outras palavras, a receita permitida é calculada de forma a possibilitar à

concessionária obter um retorno sobre o capital investido igual ao custo de capital

determinado na revisão tarifária (ARSESP, 2003).

Na determinação de P0, conforme expresso na Figura 6, todos os parâmetros da equação

têm valores predeterminados. O valor de P0 é a solução da equação do FCD, o que permite

definir a condição de equilíbrio econômico-financeiro associada à revisão tarifária43

(ARSESP, 2003 e 2009).

Nesse contexto, verifica-se que regime tarifário escolhido para as concessões de gás

canalizado no Estado de São Paulo denota a preocupação do regulador com a manutenção do

equilíbrio econômico-financeiro das concessionárias, com a modicidade tarifária, e também

com o incentivo à eficiência e redução de custos (ANUATTI et al, 2006).


Neste capítulo, foram apresentados os princípios teóricos dos mecanismos da regulação

econômica, visando identificar os parâmetros que governam os objetivos da revisão tarifária.

Observou-se que a literatura sobre regulação econômica vem conferindo especial atenção ao

problema da assimetria de informações entre a agência reguladora e as firmas reguladas.

Conforme visto, dentro da tarefa de regular, a questão da formação de preços é central,

pois envolve aspectos do excedente e sua distribuição entre os agentes. Por esta razão, dentre

as atribuições do órgão regulador, destaca-se a tarefa de fixar regras tarifárias que conciliem

os interesses dos consumidores e da firma regulada. A função da instituição regulatória de

estabelecer tarifas justas e garantir a universalidade dos serviços públicos implica, também,

superar/minimizar a questão da assimetria de informações entre o agente regulador e a firma

regulada, em favor desta última. Isto porque, o regulado tem um conhecimento profundo de

sua operação e estrutura de custos, enquanto o regulador não o possui. Deste modo, as

decisões tomadas pelo regulador muitas vezes podem se subordinar/restringir ao conjunto de

informações fornecidas pelos regulados.

43 No Terceiro Ciclo de Revisão Tarifária da COMGÁS (2009 – 2013), os seguintes valores foram estabelecidos pela ARSESP: P0 = R$ 0,3052/m³; Fator X = 0,82% e Termo de Ajuste K = R$ 0,009638/m³ (www.arsesp.com.br, 2009).

86

No exercício da função de regular um mercado, o agente regulador precisa dispor de

instrumentos de mensuração do desempenho dos regulados. Para isso, o ideal seria adicionar

ao sistema tarifário vigente mecanismos que ajudassem o regulador a induzir a firma regulada

a revelar informações que ele, regulador, necessita para garantir que ela opere de forma

eficiente e reparta ganhos de produtividade com o consumidor final.

Assinalou-se também, ao longo deste capítulo, que a continuidade dos investimentos no

setor de distribuição de gás natural está, em muito, atrelado ao relacionamento entre regulador

e regulado. Neste contexto, o processo de revisão tarifária é de extrema importância, pois seus

resultados afetam o equilíbrio econômico-financeiro do setor e a sociedade como um todo. A

elevação em excesso das tarifas pode, por um lado, onerar injustamente os consumidores; por

outro lado, uma redução excessiva pode reduzir a capacidade de investimentos das empresas e

comprometer tanto sua sustentabilidade econômica quanto a qualidade dos serviços no futuro.

Adicionalmente, nesta parte do trabalho, descreveu-se de forma sucinta o processo de

revisão das tarifas do setor de distribuição de gás canalizado, tomando por base os contratos

de concessão das concessionárias atuantes no mercado de São Paulo. Verificou-se que a

revisão tarifária é um processo, previsto nos contratos de concessão, de reposicionamento dos

valores das tarifas das distribuidoras de gás canalizado realizada a cada cinco anos. Seu

principal objetivo é garantir uma tarifa justa para consumidores e concessionárias, e estimular

o aumento da eficiência e da qualidade da distribuição de gás canalizado.

O capítulo seguinte, além de examinar o potencial de geração de valor da atividade de

distribuição de gás natural canalizado, realça a utilização do EVA® por parte do agente

regulador como forma de reduzir a assimetria de informação em relação às empresas

concessionárias.

87

Capítulo 4 – Metodologia e análise de desempenho das distribuidoras de GN

Ao longo deste capítulo examina-se a metodologia do EVA® como forma de contribuir

para a redução da assimetria de informação existente entre a agência reguladora estadual e as

empresas reguladas distribuidoras de gás natural canalizado no Brasil. Inicialmente, discorre-

se sobre as premissas consideradas no cálculo do EVA® das concessionárias; na seqüência,

examinam-se os resultados encontrados, para em seguida procurar validar o EVA® como

instrumento de redução da assimetria informacional entre o órgão regulador e a empresa

regulada.

4.1 Premissas assumidas no cálculo do EVA das empresas

As premissas adotadas no cálculo do EVA® das empresas distribuidoras de gás canalizado

para o período de 2002 a 2007 referem-se, principalmente, mas não exclusivamente, à forma

de cálculo dos três importantes componentes da ferramenta do EVA®: i) Capital Investido

(CI); ii) Lucro Operacional Líquido Após Impostos (NOPAT); e iii) Custo de Capital

(WACC). Dentre essas premissas, destacam-se:

● no cômputo do Capital Investido (CI), subtraiu-se o Passivo Operacional (passivo não

oneroso) do total do Ativo.

● no cômputo do Passivo Operacional (passivo não oneroso), considerou-se o total do

Passivo Circulante e de Longo Prazo, subtraído das Contas Empréstimo e

Financiamento de Curto Prazo e Longo Prazo.44

● no cômputo de Capital Investido (CI) de cada ano, considerou-se o valor médio, isto é,

o CI médio foi obtido somando-se o CI do início do ano com o CI do final do ano

dividido por 2;

● em relação ao cálculo do Lucro Operacional Líquido após Impostos (NOPAT), deixou-

se de lado o resultado não operacional (diferença entre receitas e despesas não

operacionais);

● ao Lucro Operacional contábil, adicionou-se a Despesa Financeira Líquida;

● a totalidade (100%) do Caixa e Equivalentes de Caixa (Aplicações Financeiras) foi

44 Embora quase todos os passivos sejam, em algum grau, onerosos, separar o componente de juros de certas contas, como fornecedores, raramente justifica o esforço. Além disso, todo o custo de mercadorias e serviços comprados de fornecedores, inclusive a parcela de juros, está refletido ou no custo das mercadorias e serviços vendidos ou nas despesas operacionais. Conseqüentemente, a empresa é debitada, embora indiretamente, por tais custos financeiros (Young e O´Byrney, 2001).

88

tratada como ativos não operacionais, o que implicou a consideração de uma dívida

líquida. Em contrapartida, receitas de aplicações financeiras do caixa foram eliminadas

do NOPAT;

● ainda em relação ao Lucro Operacional Líquido após Impostos (NOPAT), excluiu-se o

Resultado de Equivalência Patrimonial. Por coerência, excluiu-se a linha de

Investimentos no cômputo do Capital Investido;

● o Imposto de Renda Pessoa Jurídica (IRPJ) e a Contribuição Social sobre o Lucro

Líquido (CSLL) foram recalculados a uma alíquota de 34%, para refletir uma alíquota

efetiva de longo prazo,45

● em relação ao Custo Médio Ponderado de Capital (WACC), considerou-se a o valor

aplicado na revisão tarifária da COMGÁS para o período 2004–2008 de 13,66%

(ARSESP, 2003), como proxy do cálculo do custo de capital de cada empresa, no

pressuposto de que essa taxa pode servir como balizador do custo de oportunidade dos

investidores do setor de distribuição de gás canalizado.46

Buscou-se fazer o mínimo de ajustes em relação ao lucro contábil e ao total do ativo da

empresa, seguindo a orientação de Young e O´Borney (2001), que chamam a atenção para os

riscos que os analistas correm ao fazer ajustes demasiados em relação a se desviar das regras

estabelecidas pelo sistema contábil tradicional. Segundo os autores, as companhias que

implantam o EVA® devem ser conservadoras ao fazer os ajustes contábeis. Esse

conservadorismo se justifica porque ajustes que aumentem o EVA® podem ser interpretados

como defesa de interesse próprio, minando a credibilidade do EVA® aos olhos dos demais

stakeholders (acionistas, analistas de mercado, diretores, instituições financeiras, imprensa

etc.).

45 Os 34% representam, aproximadamente, a soma de 25% de IRPJ mais 9% de CSLL. 46 A ARSESP estipulou o WACC de 15,59% na revisão do 2° ciclo tarifário para a São Paulo Sul (2004–2008) e 15,06% para Gás Brasiliano (2005–2009) - www.arsesp.gov.br.

89

4.2 Análise dos resultados da atividade de distribuição de gás canalizado através do

EVA®

Partindo-se de um exame criterioso das demonstrações financeiras das principais empresas

que atuam na atividade de distribuição de gás natural canalizado no Brasil, procura-se

verificar se o setor criou ou destruiu valor no período compreendido entre 2002 e 2007. O

objetivo é constatar se o nível de lucro obtido ao longo desse período foi ou não suficiente

para cobrir o custo de oportunidade do capital investido nas empresas. Para isso, utiliza-se a

metodologia do EVA®, métrica de desempenho econômico que indica o montante de lucro do

negócio ao levar em conta o custo de oportunidade do acionista, associado ao montante de

capital empregado.

Para efeito de análise, utilizou-se uma amostra constituída pelas empresas Comgás, CEG,

CEG Rio, Bahiagás e Compagás, que juntas representaram cerca de 74% do segmento

brasileiro de distribuição de gás natural e 85% da região Sudeste, em fins de 2008 (Tabela 2).

Tabela 2. Lista das empresas analisadas

Vendas de gás por distribuidoras em milhares de m3

(Média mensal entre jan./2008 a dez/2008)

Fonte: Elaboração própria baseada em dados da Rev. Brasil Energia, Fev. 2009.

O resultado econômico da atividade de distribuição de gás natural medida segundo o

método do EVA®, no período de 2002 a 2007, é mostrado na Tabela 3, tanto em uma base

anual quanto de forma acumulada.

Empresa Volume Particip. Comgás 14.281 34,6% CEG 8.462 20,5% CEG Rio 9.144 22,1% Bahiagás 3.469 8,4% Compagás 1.294 3,1% Total 36.660 73,9%

90

Tabela 3: Valores do EVA®

(Em milhares de Reais)

2002 2003 2004 2005 2006 2007Comgás - no ano -6.956 -26.893 100.844 155.024 241.388 243.089acumulado -6.956 -33.849 66.995 222.019 463.407 706.496Bahiagás - no ano 24.220 28.771 14.217 28.526 20.390 29.395acumulado 24.220 52.991 67.208 95.734 116.124 145.518CEG - no ano 5.597 19.655 13.759 12.415 3.435 10.667acumulado 5.597 25.253 39.012 51.427 54.862 65.530CEG RIO - no ano 16.091 15.566 21.923 15.362 7.671 11.354acumulado 16.091 31.657 53.580 68.942 76.612 87.967Compagás - no ano -5.364 5.934 -8.464 -8.321 18.594 26.398acumulado -5.364 570 -7.894 -16.215 2.379 28.777Total - no ano 33.588 43.034 142.279 203.006 291.477 320.903Total - acumulado 33.588 76.622 218.901 421.907 713.384 1.034.287 Fonte: Elaboração própria baseada nos balanços divulgados pelas empresas para os anos de 2002–2007.

A análise dos EVAs® calculados indica números positivos, acumulados no período de

2002 a 2007, de aproximadamente R$ 1.034 milhões, mostrando, portanto, uma significativa

geração de valor no período analisado. Ou seja, o Lucro Operacional Líquido auferido pelas

concessionárias foi superior ao Encargo de Capital.

Examinando de forma consolidada, verifica-se que o setor como um todo apresentou

EVAs® positivos e crescentes ao longo do período de análise. Individualmente, a

concessionária Comgás apresentou EVAs® negativos nos dois primeiros anos (2002 e 2003),

passando a gerar valor a partir de 2004. A Compagás conseguiu somente no ano de 2006

reverter uma tendência de destruição de valor, passando a gerar EVAs® positivos e contínuos

a partir desse ano.

No ano mais recente da amostra, o exercício de 2007, a geração consolidada de valor para

o grupo de empresas analisado foi positiva em cerca de R$ 321 milhões. Constata-se uma

expressiva melhoria de desempenho das empresas do segmento de distribuição de gás a partir

91

do ano de 2004, sendo que todas as empresas da amostra apresentaram EVAs® positivos e

crescentes no ano de 2006 e 2007, com destaque para Comgás e Bahiagás47.

A Tabela 4 destaca o impacto do capital investido e do custo de capital na obtenção de

resultados favoráveis, em função de a indústria de distribuição de gás canalizado demandar

elevados investimentos em ativos fixos, combinados com um ambiente de altas taxas de juros

como as verificadas nesse período no Brasil. A tabela mostra, também, a evolução do capital

investido das companhias distribuidoras, passando de R$ 2,2 bilhões em 2002 para R$ 3,9

bilhões em 2007, com crescimento médio de 12,3% ao ano. O NOPAT, por sua vez, mostrou

crescimento anual expressivo de 20,7%, passando de R$ 334 milhões em 2002 para R$ 857

milhões em 2007.

Tabela 4. Desdobramento do EVA® consolidado (Em milhares de Reais)

(Dados consolidados do grupo de distribuidoras da amostra representando 74% do mercado)

2002 2003 2004 2005 2006 2007NOPAT 334.125 375.468 546.312 657.019 784.387 857.714

Capital Investido Médio 2.200.123 2.433.633 2.957.783 3.323.667 3.608.418 3.929.805

Custo de Capital 13,66% 13,66% 13,66% 13,66% 13,66% 13,66%

Encargo de Capital 300.537 332.434 404.033 454.013 492.910 536.811

EVA no Ano 33.588 43.034 142.279 203.006 291.477 320.903

EVA Acumulado 33.588 76.622 218.901 421.907 713.384 1.034.287 Fonte: Elaboração própria baseada nos balanços divulgados pelas empresas para os anos de 2002–2007.

Uma empresa economicamente rentável deve apresentar retornos iguais ou superiores ao

mínimo exigido pelo acionista, que leva em conta o risco do negócio na sua seleção de

investimentos. A Tabela 5 apresenta o EVA® expresso na forma percentual como sendo a

diferença (spread) entre o ROIC (Retorno sobre o Capital Investido) e o WACC (Custo

Médio Ponderado de Capital). Constata-se uma tendência favorável de aumento positivo dos

spreads ao longo do tempo. Observa-se que, nos dois primeiros anos da amostra, o EVA®

apresentou valores modestos de 1,5% e 1,8%. A partir de 2004, seguiu positivo em 4,8%,

atingindo 8,2% em 2007.

47 O valor do EVA® de 2008 (ano fora do período de análise do presente estudo) atingiu R$ 334,7 milhões com a seguinte distribuição: Comgás R$ 247,8 milhões; Bahiagás R$ 31,7 milhões; CEG R$ 3,1 milhões; CEG RIO R$ 42,7 milhões e Compagás R$ 9,4 milhões.

92

Tabela 5. EVA® e ROIC

2002 2003 2004 2005 2006 2007

ROIC (1) 15,2% 15,4% 18,5% 19,8% 21,7% 21,8%

WACC (2) 13,7% 13,7% 13,7% 13,7% 13,7% 13,7%

EVA (1-2) 1,5% 1,8% 4,8% 6,1% 8,1% 8,2% Fonte: Elaboração própria com base nos balanços divulgados pelas empresas para os anos de 2002–2007.

A análise do desempenho econômico-financeiro das concessionárias de distribuição de gás

canalizado, com base na metodologia do EVA®, revela para o agente regulador uma forte

propensão à geração de valor ao longo do período analisado. Um processo eficiente de

revisão tarifária, visando obter a modicidade tarifária e o equilíbrio econômico-financeiro do

setor, deveria contemplar a transferência do valor criado pelas concessionárias, dado pela

diferença positiva entre ROIC e WACC, para o consumidor final, na forma de redução de

tarifa. Conforme salientado, em 2007 o EVA ® atingiu 8,2%, equivalente a R$ 321 milhões

no ano, e a um montante de R$ 1.034 milhões acumulados no período analisado48.

A análise da atividade de distribuição de gás natural canalizado, tomando por base a

metodologia do EVA, torna-se relevante para a agência regulada na medida em que reduz a

assimetria de informação em relação às empresas reguladas. Tal análise permite ao órgão

regulador verificar, em um primeiro momento, a existência ou não de geração de valor por

parte das empresas. A partir desta constatação, sua preocupação é verificar como refletir a

criação/destruição de valor na determinação da tarifa por ocasião do período de revisão

tarifária.

4.3 Redução da assimetria informacional por meio do EVA®

A assimetria de informações entre o regulador e o regulado, em favor do último, agrava-se

na medida em que o regulador não dispõe de mecanismo eficiente de mensuração do

desempenho dos regulados. O EVA® pode constituir-se num mecanismo formal a ser

utilizado pelas agências reguladoras estaduais para medir o esforço das empresas reguladas,

com vistas a atingir o equilíbrio econômico-financeiro, traduzido em criação ou destruição de

valor e que deve ser compartilhado com o consumidor final, a fim de garantir a modicidade

tarifária.

48 Em 2008 o ROIC foi de 19,7% proporcionando um EVA® de 6,1%, dado um WACC de 13,7%.

93

A inclusão do EVA® no processo de revisão tarifária da atividade de distribuição de gás

natural canalizado induz a empresa regulada a revelar informações que o regulador necessita

para apurar de forma precisa o seu desempenho econômico-financeiro, reduzindo assim a

assimetria de informações entre ambos. De posse dessas informações, a agência reguladora

terá meios de aconselhar a empresa regulada a tomar decisões que gerem valor e,

conseqüentemente, reparti-lo com o consumidor final, contribuindo para o aumento do bem-

estar social. A consolidação das informações de cada empresa auxiliará o órgão regulador na

formulação de políticas públicas, pois permite verificar se o setor de distribuição de gás

canalizado como um todo gera ou destrói valor para a sociedade e que medidas devem ser

tomadas para garantir o crescimento sustentável do setor.

Uma rentabilidade adequada dos investimentos é condição fundamental para garantir a

sustentabilidade de um setor da economia que, neste caso, é a atividade de distribuição de gás

natural canalizado brasileiro. O desempenho de cada empresa do setor é afetado por

determinados fatores críticos, chamados direcionadores de valor (ou EVAs drivers), que

proporcionam conexão direta entre decisões financeiras e o valor da empresa, oferecendo o

enfoque adequado para a gestão voltada à geração de valor ao acionista. Neste contexto,

torna-se imperioso o agente regulador conhecer os direcionadores de valor do setor de

distribuição de gás canalizado.

A análise das informações pertinentes aos direcionadores de EVA® das empresas

concessionárias pode abranger três etapas, a saber: a) identificação de ações para gerar valor

para cada empresa regulada; b) desdobramento da rentabilidade auferida por cada empresa; e

c) exame dos componentes do EVA. Estas etapas são descritas a seguir.

i) Ações geradoras de valor

A remuneração sobre o capital investido deve considerar a necessidade de preservar a

atratividade de investimentos, devendo corresponder, no mínimo, ao custo de oportunidade do

capital do investidor. Conforme já mencionado, o EVA pode ser definido como igual ao

spread entre o ROIC e o WACC, multiplicado pelo valor do capital investido, conforme a

equação abaixo:

EVA = (ROIC – WACC) x capital investido (F.11)

Examinando esta fórmula, pode-se perceber que o EVA aumenta, ocorrendo criação de

valor, quando são atendidas quaisquer uma das seguintes condições:

a) Crescimento lucrativo

94

A empresa regulada só deve implantar projetos de investimento cujo retorno seja superior

ao custo de capital. Os projetos devem se justificar, por exemplo, não só pelo aspecto

estratégico da garantia de suprimento de gás, afastando o perigo de um possível déficit

energético, mas, também sob a ótica da geração do valor, ou seja, o retorno sobre o capital a

ser investido nos projetos selecionados pelas empresas reguladas deve ser superior ao custo de

capital da empresa.

A função social do órgão regulador, determinada pela busca de uma tarifa justa que não

comprometa a saúde financeira das empresas reguladas, precisa ser cumprida e gerenciada

sem deixar de lado a mentalidade de austeridade no uso do capital e a procura por

oportunidades de investimentos que gerem retornos superiores ao custo de oportunidade dos

acionistas.

O uso do EVA® por parte do regulador para apurar o desempenho das empresas reguladas

permite verificar se elas estão auferindo retornos (ROIC) superiores / inferiores ao custo do

capital empregado (WACC), e, portanto, se as decisões de investimento de capital estão

ocorrendo de forma correta.

Quando se espera que um dado investimento proporcione retorno maior do que o WACC,

há a expectativa da criação de valor. Mesmo que haja a expectativa de uma estratégia de

crescimento que leve a redução do ROIC, haverá criação de valor, desde que o ROIC

incremental exceda o WACC.

b) Eliminação de atividades destruidoras de valor

O capital investido em uma empresa decresce quando uma unidade de negócio ou divisão

é vendida ou desativada. Entretanto, se a redução no capital for mais que compensada pelo

aumento do spread entre ROIC e o WACC, o EVA® cresce.

c) Redução do custo de capital

A empresa regulada deve ser estimulada a captar recursos a taxas menores que as vigentes

e a modificar a sua estrutura de capital de forma a obter um mix de capital de terceiros e

capital próprio que gere um WACC menor. Neste aspecto, Alencar e Broedel (2008) apontam

uma forte relação entre a redução de custo de capital próprio nas empresas brasileiras e o

aumento da transparência. Uma melhor governança leva as empresas a captar recursos mais

baratos por meio de emissão de ações.

d) Práticas de Governança Corporativa

95

Ser mais transparente e ter os interesses mais alinhados entre acionistas, conselho de

administração e principais executivos tende a reduzir o custo de captação de recursos das

companhias, contribuindo para a diminuição do risco de se investir na empresa e,

conseqüentemente, aumentando o seu valor de mercado. A governança corporativa concretiza

a efetiva separação entre propriedade e gestão, imunizando a empresa quanto aos problemas

de agência, isto é, os riscos trazidos por pessoas que recebem delegação para gerir o negócio.

ii) Desdobrando a rentabilidade da empresa regulada

O regulador pode, por meio do uso do modelo DuPont, verificar os direcionadores de

rentabilidade de cada concessionária. Este modelo mostra o retorno do negócio de cada

empresa regulada como a combinação de margem operacional e giro do capital empregado,

conforme expresso na fórmula abaixo.

ROIC = Margem NOPAT x Giro do Capital Investido (F.12)

Onde,

Margem NOPAT = NOPAT / Vendas Líquidas (F.13)

Giro do Capital Investido = Vendas Líquidas / Capital Investido (F.14)

A análise DuPont utiliza dados extraídos dos demonstrativos financeiros das empresas, e é

uma abordagem interessante, pois envolve uma desagregação do ROIC, produzindo insights

importantes referentes as fontes do EVA®. Cabe lembrar que o ROIC é uma medida de

rentabilidade operacional, uma vez que o numerador (NOPAT) mede o que seria lucro da

empresa se todos os seus ativos tivessem sido financiados com capital próprio. Desse modo, o

NOPAT neutraliza a influência do financiamento dos ativos sobre o lucro. Nesse sentido, ele

mede a lucratividade dos ativos líquidos da empresa, independentemente da forma como são

financiados. Como mostra a equação 12, o ROIC pode ser desagregado em dois elementos: a

margem NOPAT e o giro do capital investido. A Tabela 6 mostra o ROIC consolidado das

concessionárias analisadas no período de 2002 a 2007, desdobrado em margem NOPAT e

giro do capital investido.

96

Tabela 6: Retorno sobre o Capital Investido (ROIC = Margem x Giro) (Em milhares de Reais)

2002 2003 2004 2005 2006 2007

Vendas Líquidas 2.620.978 3.936.781 4.535.345 4.885.054 5.467.750 6.003.153

NOPAT 334.125 375.468 546.312 657.019 784.387 857.714

Capital Médio Investido 2.200.123 2.433.633 2.957.783 3.323.667 3.608.418 3.929.805

Margem NOPAT (1) 12,7% 9,5% 12,0% 13,4% 14,3% 14,3%

Giro do Capital (2) 1,19 1,62 1,53 1,47 1,52 1,53

ROIC (1 x 2) 15,2% 15,4% 18,5% 19,8% 21,7% 21,8%

WACC 13,7% 13,7% 13,7% 13,7% 13,7% 13,7%

EVA (ROIC - WACC) 1,5% 1,8% 4,8% 6,1% 8,1% 8,2% Fonte: Elaboração própria baseada nas demonstrações financeiras divulgadas pelas empresas para os anos de 2002–2007. A abertura do ROIC das distribuidoras permite verificar como o EVA® é impactado pela

margem e pelo giro do negócio. Enquanto a margem NOPAT tem crescido de forma contínua

ao longo do tempo, atingindo 14,3% em 2007, o giro do negócio, após um período volátil,

atingindo 1,47 em 2005, mostrou uma evolução para 1,53 no ano de 2007. Pelos resultados se

vê que o negócio de distribuição de gás teve lucratividade crescente a partir de 2004. Em

relação à eficiência na administração dos ativos, verifica-se uma ligeira evolução, também a

partir de 2004. Esta tendência favorável deve ser revertida em prol da modicidade tarifária.

iii) exame dos componentes do EVA

O desdobramento do EVA® e do ROIC não pára na equação 12. A margem de lucro e o

giro dos ativos também podem ser desagregados. No caso da margem NOPAT, podemos

calcular os componentes de despesas como: custo das mercadorias e produtos vendidos;

despesas de vendas, administrativas, gerais; impostos; depreciação; e despesas com pessoal

como um percentual de vendas. A análise desses indicadores, ao longo de um período de

tempo, pode revelar fontes importantes de melhoria ou deterioração na margem de lucro de

uma concessionária, e, conseqüentemente, no setor como um todo.

O giro do capital investido também pode ser desmembrado. O giro dos ativos fixos mede a

eficiência dos ativos de longo prazo da empresa em produzir vendas. Os demais indicadores

de giro, normalmente mensurados em dias, fornecem uma perspectiva sobre a gestão do

capital de giro (prazo médio de estocagem, prazo médio de recebimento e prazo médio de

pagamento).

De acordo com a estrutura do modelo DuPont, a melhoria em qualquer um dos seus

componentes se traduz em um ROIC mais elevado e, conseqüentemente, em maior EVA®. A

97

Figura 7 mostra um resumo dos principais elementos do EVA que contribuem para a geração

ou destruição de valor da empresa.

Custos

Desp. Operacionais

CGL

Permanente

RD

RE

Custos eDespesas

VendasLíquidas

Menos

Capital Investido

RWACC

LucroOperacional

I. R. / C.S.

Encargode Capital

Menos

NOPAT

Menos EVA

Multiplicado

Figura 7. Direcionadores de EVA Fonte: Ching, Marques e Prado (2007), adaptado pelo autor

Onde:

Custos = custo dos produtos vendidos

Despesas Operacionais = despesas com vendas, gerais, administrativas e depreciação

CGL = capital de giro líquido (ativo circulante menos passivo circulante)

Permanente = imobilizado (terrenos, prédios, máquinas, equipamentos etc), intangível e diferido

RE = custo do capital próprio

RD = custo do capital de terceiros

RWACC = custo médio ponderado de capital

I. R / C.S = imposto de renda e contribuição social sobre o lucro líquido

NOPAT = net operating profit after taxes (lucro líquido operacional)

Verifica-se, portanto, que a incorporação da metodologia do EVA®, uma vez conhecidos

os direcionadores de EVA, pode, além de reduzir a assimetria informacional, trazer outros

benefícios ao processo de revisão tarifária, identificando ações que contribuam para o

equilíbrio econômico-financeiro, a geração de valor, a modicidade tarifária, e

conseqüentemente o aumento do bem-estar da sociedade.

98


O órgão regulador, no exercício da tarefa de regular, visa propiciar o equilíbrio econômico-

financeiro da atividade regulada e garantir a modicidade tarifária. A redução da assimetria de

informação entre regulador e regulado auxilia no alcance desses objetivos. Nesta parte do

estudo, examinou-se a eficácia da metodologia do EVA® com vistas a reduzir a assimetria de

informação existente entre a agência reguladora estadual e as empresas reguladas

distribuidoras de gás natural canalizado no Brasil.

Inicialmente, procurou-se destacar as premissas assumidas no cálculo do EVA®. Em

seguida, partindo-se de um exame criterioso das demonstrações financeiras das principais

empresas que atuam na atividade de distribuição de gás natural canalizado no Brasil, e com o

auxílio da metodologia do EVA®, verificou-se que o setor como um todo criou valor no

período compreendido entre 2002 e 2007.

A geração de valor acumulada no período de análise (2002 – 2007) pelas empresas

participantes da amostra foi da ordem de R$ 1.034 milhões, mostrando que elas obtiveram

retornos sobre o capital investido superiores ao custo do capital empregado, validando,

portanto, o equilíbrio econômico-financeiro do setor. A preocupação do órgão regulador se

volta agora para o atendimento da modicidade tarifária, isto é, como direcionar a geração de

valor em prol do consumidor final na forma de redução tarifária, contribuindo, assim, para o

aumento do bem-estar social.

A análise de EVA® não só verifica se o setor gera ou destrói valor, mas também contribui

para a redução da assimetria de informação, além de identificar os direcionadores de geração

de valor da atividade de distribuição de gás canalizado. Estes direcionadores apontam para

cada empresa as ações que devem ser tomadas para melhorar a rentabilidade do negócio, seja

através de decisões que aumentem a lucratividade da empresa ou que melhorem a eficiência

na administração dos ativos. Pensando no setor como um todo, os direcionadores de valor

ajudam a agência reguladora a exercer a prática da regulação ao visualizarem caminhos para

garantir o desenvolvimento sustentável da atividade de distribuição de gás natural canalizado.

Naturalmente, o conhecimento desses direcionadores por parte da agência reguladora reduz a

assimetria informacional em relação às concessionárias.

99

O cálculo do EVA® baseia-se, inicialmente, antes dos ajustes, nos demonstrativos

financeiros das empresas devidamente auditados por empresas independentes de auditoria,

conferindo fidedignidade as informações a serem examinadas pelo órgão regulador.

O EVA®, desta forma, pode constituir-se em mecanismo formal a ser utilizado pelas

agências reguladoras estaduais para medir o desempenho econômico-financeiro dos

regulados, e a reduzir a assimetria de informação em relação às empresas reguladas.A

próxima e última seção do presente estudo sintetiza as conclusões, além de trazer proposições

para novos estudos.

100

Conclusão

O presente trabalho teve como objetivo contribuir com a estruturação de uma metodologia

que auxiliasse na redução da assimetria de informação existente entre as agências reguladoras

estaduais e as empresas reguladas do setor de distribuição de gás natural canalizado no Brasil.

Neste sentido, verificou-se que a incorporação de uma metodologia que contemple a análise

de geração de valor como sendo a melhor proxy do desempenho operacional das

concessionárias distribuidoras de gás natural pode reduzir essa assimetria informacional

quanto ao real desempenho das empresas reguladas. Tal incorporação visa facilitar a tarefa do

órgão regulador no processo de revisão tarifária das distribuidoras de gás natural canalizado,

quando deve ser observada, entre outros aspectos, a situação de equilíbrio econômico-

financeiro das empresas reguladas, sem perder de vista a garantia de modicidade tarifária

possível frente ao também necessário retorno do negócio.

Para esse fim, o trabalho sugeriu a incorporação da metodologia do EVA® no processo de

revisão tarifária da atividade de distribuição de gás natural canalizado, por se tratar de

metodologia que permite ao regulador avaliar a geração de valor do setor e reduzir a

assimetria informacional em relação às empresas concessionárias.

Com efeito, verificou-se que a utilização desta metodologia contribui para identificar e

facilitar o repasse de eventuais excessos de geração de valor, por parte das concessionárias, ao

consumidor final, em benefício do bem-estar da sociedade e da meta de modicidade. Ela

amplia a visão do órgão regulador sobre a situação econômico-financeira do regulado,

permitindo à agência reguladora identificar os direcionadores de valor de cada empresa

participante do mercado e, conseqüentemente, do setor de distribuição de gás natural

canalizado como um todo.

Este estudo, primeiramente, trouxe uma revisão teórica, abordando o conceito de criação

de valor e de gestão baseada em valor, da importância da geração de valor para o aumento do

bem-estar social e de como se estrutura a mensuração de desempenho de uma empresa através

da metodologia de valor econômico agregado. Observou-se que um paradigma fundamental

da gestão baseada em valor é que as empresas que auferem taxas de retorno superiores aos

seus custos de capital criam valor para o acionista, enquanto as que não o conseguem,

destroem valor. Por conseguinte, para sustentar o processo de criação de valor, o desempenho

101

da gestão da empresa deve ser medido e recompensado, utilizando-se métricas que possam ser

associadas à geração de valor para os investidores.

A metodologia do EVA®, ao se basear na noção de lucro econômico, considera que a

riqueza é criada apenas quando a empresa cobre todos os seus custos operacionais, além do

custo do capital empregado no negócio. Essa metodologia se integra a uma abordagem

empresarial mais ampla, baseada em valor, para servir à gestão do negócio, atuando como o

referencial central de um processo de implantação de estratégias. Desta forma, os

administradores, ao formular a estratégia de uma organização, deveriam fazê-lo com o

objetivo de maximizar os EVA®s futuros da empresa, seja ela pública ou privada. Assim, a

metodologia do EVA®, vista de uma perspectiva mais ampla, converge com o conceito de

gestão baseada em valor.

Na primeira parte do estudo, enfatizou-se que os gestores criam valor para o acionista ao

empreender investimentos que gerem um retorno maior do que o custo para a empresa

levantar o capital. Ao fazer isso, há um benefício adicional à sociedade. A competição entre

empresas por fundos que financiam seus investimentos atrai o capital aos melhores projetos, e

a economia como um todo se beneficia, na medida em que os recursos disponíveis são

alocados ao seu uso mais produtivo, resultando em mais bens, serviços e empregos.

Conseqüentemente, quanto maior a eficácia no uso e no gerenciamento de recursos, mais

fortes o crescimento econômico e a taxa de melhoria no padrão de vida das pessoas na

sociedade.

O conceito de geração de valor através do EVA® pressupõe uma relação positiva entre

resultado e custo de capital. Deste modo, o EVA® consiste no lucro operacional após o

imposto de renda menos o custo do capital empregado na operação. De acordo com a

metodologia do EVA®, o resultado da empresa somente adiciona valor aos acionistas quando

é capaz de remunerar seu custo de oportunidade – o retorno mínimo esperado em função do

risco assumido – e o custo dos empréstimos obtidos com terceiros. Caso contrário, a empresa

não terá oferecido a seus proprietários nenhum lucro extra, além do que seria obtido com

ativos financeiros de risco semelhante. Assim, o valor do EVA® mostra o desempenho de

uma empresa ou segmento de mercado em termos de geração de lucros operacionais em um

dado um período, levando-se em conta a quantia de capital investida na geração desses lucros.

102

Na etapa subseqüente, este trabalho analisou a fonte de energia e a cadeia na qual se insere

a indústria de distribuição de gás natural. Assim, a commodity gás natural foi reconhecida

como fonte de energia de múltiplos usos, sendo utilizado nas áreas industrial, transporte,

comercial, residencial, geração de eletricidade e petroquímica, com implicações relevantes na

formulação da política energética brasileira. A evolução do gás natural na matriz energética

brasileira, visto que sua participação como fonte primária de energia aumentou de 2,7% em

1987 para 10,2% em 2008, foi também um dos pontos destacados por este trabalho que, tendo

exposto esse tema, discorreu em seguida sobre a verticalização da cadeia produtiva do GN no

Brasil, com ênfase na atividade de distribuição.

Numa perspectiva histórica, é importante frisar que a difusão da indústria de gás natural

no mundo foi tradicionalmente dificultada pela concorrência de outros energéticos e pelos

custos elevados do transporte. Entretanto, os choques do petróleo da década de 1970

desencadearam um processo de profundas transformações dos mercados energéticos

internacionais, abrindo espaço para o GN assumir novo papel nestes mercados. A necessidade

de se reduzir a dependência do petróleo favoreceu o crescimento do GN na matriz energética

mundial na passagem para o século XXI. Esta reorientação contemplou a busca e o

desenvolvimento de novas reservas de gás, visando reduzir o nível de dependência do

petróleo importado. As políticas de substituição de petróleo resultaram no crescimento do GN

na matriz energética mundial, dando início ao deslocamento progressivo do papel central

assumido pelo petróleo no século XX.

Apesar dos avanços, a indústria de GN no Brasil pode ser considerada incipiente se

comparada a outros países de indústria mais tradicional e madura. Até pouco tempo, o

mercado brasileiro era caracterizado pela presença de uma única empresa estatal (Petrobras),

que operava de forma verticalizada em toda a cadeia do gás, do upstream ao downstream. No

que se refere à atividade de distribuição e comercialização de gás natural, a Petrobras se faz

fortemente presente. A regulação vigente define que a atividade de distribuição de gás

nacional ou importado é monopólio dos estados federativos, podendo ser concedida, por meio

de licitação, a empresas privadas, legalmente constituídas para a realização dessa tarefa. A

Petrobras possui participação significativa em 19 das 25 distribuidoras existentes no país.

A previsão de uma expressiva oferta de gás para a próxima década, decorrente,

especialmente, da aceleração da exploração das Bacias de Santos e do Espírito Santo e das

103

recentes descobertas da região do pré-sal, sugere a necessidade de se trabalhar mais

intensamente no desenvolvimento desse mercado. Nesse sentido, o estabelecimento de uma

regulamentação que estimule a concorrência ao longo de toda a cadeia do setor é um fator

crítico. Do ponto de vista de novos entrantes em qualquer segmento da cadeia do gás natural,

a Petrobras ainda é vista como concorrente muito forte, que neutraliza as chances de formação

de um mercado de gás de livre concorrência.

Na terceira parte do estudo foram apresentados os princípios teóricos dos mecanismos da

regulação econômica, visando identificar os parâmetros que governam os objetivos da revisão

tarifária. Observou-se que a literatura sobre regulação econômica tem dado especial atenção

ao problema da assimetria de informações entre a agência reguladora e as firmas reguladas,

pois um argumento comum utilizado para justificar a existência da atividade de regulação em

um setor da economia é a necessidade de corrigir falhas de mercado decorrentes de

assimetrias de informação.

Na tarefa de regular, a questão da formação de preços é central, pois envolve aspectos do

excedente e sua distribuição entre os agentes. Por esta razão, dentre as atribuições do órgão

regulador, destaca-se a tarefa de fixar regras tarifárias que conciliem os interesses dos

consumidores e da firma regulada. A função da instituição regulatória de estabelecer tarifas

justas e garantir a universalidade dos serviços públicos implica em superar a questão da

assimetria de informações entre o agente regulador e a firma regulada em favor da última. Isto

porque o regulado tem um conhecimento profundo de sua operação e estrutura de custos,

enquanto o regulador não conta com tais informações. Significa que as decisões tomadas pelo

regulador muitas vezes podem se subordinar ao conjunto de informações fornecidas pelos

regulados.

No exercício da função de regular um mercado, o agente regulador precisa dispor de

instrumentos de mensuração do desempenho dos regulados. Para isto, o ideal seria adicionar

ao sistema tarifário vigente, mecanismos que ajudassem o regulador a induzir a firma

regulada a revelar as informações que ele, regulador, necessita para garantir que a empresa

regulada opere de forma eficiente e reparta ganhos de produtividade com o consumidor final.

Percebe-se que a continuidade dos investimentos no setor de distribuição de gás natural

depende sobremaneira do relacionamento entre regulador e regulado, sendo de extrema

104

importância o processo de definição e execução da metodologia de revisão tarifária. Entende-

se que a revisão das tarifas é um tema crucial, uma vez que seus resultados produzem reflexos

em toda a sociedade. A elevação exagerada das tarifas pode, por um lado, onerar injustamente

os consumidores. Por outro, uma redução excessiva pode reduzir a capacidade de

investimentos das empresas e comprometer tanto sua sustentabilidade econômica quanto a

qualidade dos serviços no futuro.

Examinando-se a sistemática do processo de revisão das tarifas do setor de distribuição de

gás canalizado, com base nos contratos de concessão das concessionárias atuantes no mercado

do Estado de São Paulo, observa-se que o regime tarifário do tipo preço-teto escolhido pela

agência reguladora revela a sua preocupação com a sustentação do equilíbrio econômico-

financeiro do setor, com a modicidade tarifária, e também com o incentivo à eficiência e

redução de custos.

Na quarta parte do estudo, realizou-se uma avaliação do desempenho econômico-

financeiro da atividade de distribuição de gás natural canalizado no mercado brasileiro, com o

auxílio do EVA®. Após analisar uma amostra representativa de aproximadamente 74% do

total desse mercado, englobando praticamente 85% do mercado da região Sudeste do país,

chegou-se a resultados que mostram que, no período acumulado de 2002 a 2007, as empresas

do setor obtiveram uma geração de valor, calculada de acordo com a metodologia do EVA, de

aproximadamente R$ 1.034 milhões. No ano mais recente da amostra, 2007, a geração de

valor consolidada para o grupo de empresas analisado foi de cerca de R$ 321 milhões. Todas

as empresas da amostra apresentaram EVAs® positivos e crescentes a partir do ano de 2006.

Uma vez verificado que as concessionárias de distribuição de gás natural canalizado geraram

valor significativo ao longo do período analisado, entende-se que uma revisão tarifária justa

deveria contemplar o deslocamento de parte desse valor criado para a sociedade na forma de

redução das tarifas praticadas.

A assimetria de informações entre o regulador e o regulado, em favor deste último,

agrava-se na medida em que o regulador não dispõe de um mecanismo eficiente de

mensuração do desempenho dos regulados. Assim, a criação de uma metodologia de revisão

tarifária com base no EVA® induz a empresa regulada a revelar as informações que o órgão

regulador necessita para apurar o seu desempenho econômico-financeiro. Ademais, a adoção

dessa metodologia estimula a empresa a gerar valor, e sua repartição com o consumidor final

105

contribui para o aumento do bem-estar social. Dessa forma, o EVA® pode ser um mecanismo

formal a ser utilizado pelas agências reguladoras estaduais para medir o desempenho

econômico-financeiro dos regulados e reduzir a assimetria de informação em relação às

empresas reguladas.

A incorporação do EVA® no processo de revisão tarifária pode, portanto, contribuir para

o alcance da modicidade tarifária, na medida em que excessos de EVAs® sejam repartidos

com a sociedade via redução de tarifa. A adoção do EVA® pode ocorrer ao final do período

do ciclo tarifário, e também anualmente, por ocasião do ajuste da Margem Máxima das

concessionárias.

Para que o regulador exerça uma regulação eficiente, objetivando manutenção da

prestação do serviço com qualidade, preço razoável e condições de operação em ambiente

competitivo, é necessária a existência de uma base de informações. Entretanto, a obtenção das

informações ocorre mediante custos: quanto maior a assimetria de informações entre agentes,

mais custoso o processo de acesso às informações relevantes e, conseqüentemente, mais

custosa a regulação para o agente regulador setorial. A incorporação da metodologia do

EVA® no processo de revisão tarifária permite a redução da assimetria de informação,

contribuindo para reduzir os custos da atividade de regulação.

A adoção da metodologia do EVA® permite conhecer os direcionadores de EVA®s, isto

é, os direcionadores de geração de valor, auxiliando a agência reguladora na identificação de

ações que contribuam para o equilíbrio econômico-financeiro do setor e também para a

criação de valor, modicidade tarifária e, conseqüentemente, o aumento do bem-estar da

sociedade. Várias ações podem contribuir para a consolidação do atual quadro do setor de

distribuição de gás natural canalizado em direção a uma crescente e sustentável geração de

valor. Recomenda-se, por exemplo, incrementar o volume de gás transacionado de forma a

aumentar a receita e, conseqüentemente, incrementar o giro sobre o capital investido,

aumentando a rentabilidade do setor. Ainda que essa recomendação leve à diminuição do

EVA® no curto prazo, em função de eventuais investimentos requeridos para a concretização

das metas de ampliação do volume transacionado, é possível esperar que no médio e longo

prazo, esta medida proporcione as condições necessárias para o aumento sustentável da

geração de valor no setor brasileiro de distribuição de gás natural canalizado.

106

Dentre outras recomendações para a gestão da geração de valor nas empresas do segmento

de distribuição de gás natural canalizado destacam-se: a) trabalhar no perfil das dívidas das

empresas, buscando reduzir o custo de capital fortemente influenciado pela atual política de

elevadas taxas de juros no país; b) buscar linhas de crédito especiais internas ou externas; c)

trabalhar pela redução da carga tributária, visando melhorar as margens do setor; d) trabalhar

pela aceleração na monetização das reservas da bacia de Santos e importação do GNL para

garantir o suprimento do gás em função do crescente aumento da demanda; e) lutar pelo

aperfeiçoamento do atual arcabouço regulatório para o gás, que contemple a estabilidade de

regras e o fortalecimento do regulador para mitigar ingerências conjunturais.

Sobre o objetivo principal proposto, pode-se dizer que foi alcançado, visto que foi

abordada a questão central, considerada como cerne deste estudo no capítulo introdutório:

• A incorporação da metodologia do EVA® no processo de revisão tarifária permite ao

regulador avaliar o desempenho de cada firma regulada em termos de geração de

valor, reduzindo a assimetria informacional entre concessionárias e agência

reguladora, bem como facilita repassar aos consumidores eventuais excessos de

geração de valor, na forma de redução da tarifa de gás natural canalizado, em

benefício da sociedade?

A garantia da continuidade das inversões no setor de gás natural canalizado decorre do

convívio entre órgão regulador e empresas reguladas, sendo de extrema importância o

processo de definição e execução da metodologia de revisão tarifária. Observou-se que a

atividade de distribuição de gás canalizado no Brasil tem criado valor, apresentando equilíbrio

econômico-financeiro. Neste sentido, uma das preocupações dos órgãos reguladores deveria

ser a de como distribuir o excedente para o consumidor final, favorecendo a modicidade

tarifária.

É importante dizer que o presente trabalho não teve, em momento algum, a pretensão de

ser exaustivo e abranger todas as nuances do processo de revisão tarifária, bem como o

comportamento das firmas reguladas e dos agentes reguladores. Estas restrições, entretanto,

não comprometem a validade dos resultados aqui encontrados. Ao longo de seu

desenvolvimento, foram levantadas diversas questões que ainda permanecem abertas,

deixando, portanto, sugestões para novos estudos que permitam aprofundar esta linha de

pesquisa, mencionadas no tópico a seguir.

107

i) Sugestões para trabalhos futuros

Futuros trabalhos poderão examinar, por exemplo, a aplicação da metodologia do

EVA® na área de distribuição de gás natural canalizado de outros países. A abrangência do

trabalho poderia ser de ordem regional, englobando países da América Latina, ou comparar a

geração de valor nos países do BRIC (Brasil, Rússia, Índia e China), ou, ainda, examinar a

experiência de países mais maduros na indústria do gás natural, como Estados Unidos,

Inglaterra e Austrália.

Outra sugestão seria estender a análise de geração de valor para toda a cadeia produtiva do

gás natural brasileira, do upstream ao downstream. Tal estudo possibilitaria identificar a

geração de riqueza ao longo de toda a cadeia e, assim, propor ações para tornar a sua

distribuição mais uniforme, favorecendo de forma equitativa todos os agentes da cadeia. A

utilização da metodologia do EVA® em todos os segmentos da cadeia produtiva do gás

natural possibilitaria verificar se a indústria do gás natural gera ou destrói valor para a

sociedade. Ademais, a identificação dos direcionadores de EVA®s em cada ponto da cadeia

ajudaria a garantir a sustentabilidade da indústria de gás natural como um todo.

Outro estudo seria usar a métrica do EVA para examinar o processo de revisão tarifária

em cada Estado brasileiro, considerando as características dos contratos de concessão locais,

visando a melhorar o equilíbrio econômico - financeiro e modicidade tarifária.

Outra pesquisa recomendada é a verificação de quanto a adoção de práticas corretas de

governança corporativa por parte das empresas reguladas e das agências reguladoras estaduais

contribuiria para maior transparência da atividade de regulação e, conseqüentemente, para a

redução da assimetria de informação entre os agentes. A adoção de práticas de governança

corporativa pelas empresas concessionárias de distribuição de gás natural garantiria maior

transparência perante o órgão regulador, e melhor monitoramento das decisões que afetam o

desenvolvimento do setor. Estímulos por parte do órgão regulador para que as concessionárias

abram seu capital social, passando a ter ações listadas em bolsa de valores, e atinjam,

gradativamente, níveis superiores de governança corporativa, favoreceria a existência de uma

gestão mais transparente das empresas, e, consequentemente, a uma redução da assimetria de

informação.

108

Sugere-se, também, a aplicação da metodologia do EVA® no processo de revisão tarifária

e estabelecimento de preços de outros setores regulados da economia brasileira, como energia

elétrica, aviação e saúde. Outra possibilidade relevante de estudo futuro seria calcular a

geração de valor fazendo uso de outra metodologia, como a do CFROI / TSR (Método do

Retorno sobre o Investimento Base Caixa / Retorno total do Acionista).

Outro tema a ser abordado, seria o de verificar outras formas de se conseguir o aumento

do bem-estar social, como por exemplo, através do estabelecimento de uma tarifa que

auxiliasse na expansão da rede de gasodutos, levando o gás natural para regiões cuja

população ainda não tenha acesso aos benefícios oriundos da presença desse energético.

Finalmente, é importante lembrar que o cálculo do custo de capital (WACC), embora seja

tema intensamente investigado e consolidado em reconhecidos manuais de finanças, é ainda

passível de ampla discussão, não apresentando consenso absoluto. Recomenda-se que

algumas questões sejam revisitadas em estudos futuros, como: estimativa do custo de capital

para países emergentes, definição do índice de mercado (global ou local), estimativa do risco

sistemático (beta) e a determinação do risco-país. Tal estudo permitiria revisar e aperfeiçoar a

metodologia atual de cálculo do custo médio ponderado de capital do setor de distribuição de

gás natural canalizado no Brasil, utilizado na revisão tarifária.

ii) Limitações da pesquisa

Quanto à limitação do presente trabalho, cabe observar, conforme destacado na análise

previamente realizada, que o EVA® como metodologia de mensuração de valor, gerado por

uma concessionária ou pela atividade distribuição de gás canalizado como um todo, retrata

uma situação vivida no passado e presente. O simples fato de uma empresa regulada ter

apresentado, ao longo do tempo, EVAs ® positivos, não garante, necessariamente, que isto

ocorra no futuro. Evidentemente, uma retrospectiva de EVAs® positivos e crescentes pode

denotar uma tendência favorável em relação ao futuro.

Outra limitação do estudo diz respeito aos ajustes contábeis usados no cálculo do EVA ®.

Neste trabalho, utilizou-se o menor número de ajustes possíveis, entendendo que isso não

comprometeria os resultados. Um estudo futuro poderia considerar um maior número de

ajustes, inclusive daqueles classificados como específicos para a área de distribuição de gás

natural canalizado na região analisada.

109

Por fim, espera-se que a análise aqui apresentada contribua para que os formuladores

de políticas públicas tomem conhecimento de que contam com ferramentas mais robustas, a

exemplo da que foi explorada aqui, e que outras poderão ser desenvolvidas, com o objetivo de

tornar a regulação de serviços públicos de rede, que afeta o bem-estar dos indivíduos e da

sociedade, uma tarefa menos árdua. É de se esperar que o uso de tais ferramentas contribua

para que os nossos gestores públicos compreendam cada vez mais as implicações de suas

decisões para o bem-estar dos indivíduos e da sociedade.

110

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Anexos

Demonstrações Financeiras e cálculo dos EVA®s (Economic

Value Added) das Empresas de Distribuição de Gás Canalizado.

Anexo A - Consolidado

Anexo B - Comgás

Anexo C - Bahiagás

Anexo D - CEG

Anexo E- CEG – RIO

Anexo F- Compagás

•

122

Em milhares de Reais ANEXO A - CONSOLIDADO

Balanço Patrimonial 2007 2006 2005 2004 2003 2002 CIRCULANTE Disponibilidades 229.866 160.628 144.191 152.519 236.121 137.781

Contas a receber de clientes 713.447 665.066 487.390 473.688 387.787 411.482

Estoques 53.352 99.189 145.549 221.425 319.727 361.094

Impostos a recuperar 176.779 160.729 169.149 136.845 155.549 82.828

Outro créditos 21.535 31.505 80.327 48.129 42.314 20.918

Despesas pagas antecipadamente 9.766 7.620 5.295 7.226 5.431 7.463

Partes relacionadas 1.962 1.779 4.212 4.258 2.692 2.455

Adiantamento a fornecedores 5.056 8.399 4.440 3.239 3.742 5.479

Total do circulante 1.211.763 1.134.915 1.040.553 1.047.329 1.153.363 1.029.500

REALIZÁVEL LONGO PRAZO Contas a receber - Clientes 21.239 19.075 26.344 382.283 194.793 668

Impostos a recuperar e diferidos 133.248 138.635 126.723 147.856 141.106 134.827

Despesas pagas antecipadamente 626 702 342 3.553 5.230 7.845

Depósitos judiciais 33.758 21.084 26.015 22.650 18.938 16.791

Outros créditos 35.346 26.922 28.184 26.666 26.946 23.954

Total do realizável a longo prazo 224.217 206.418 207.608 583.008 387.013 184.085 PERMANENTE Investimentos 382 385 412 412 420 8.377

Imobilizado 3.709.746 3.397.982 2.956.458 2.344.830 1.904.466 1.545.551

Diferido 595.066 594.060 577.884 540.607 500.517 490.592

Total do permanente 4.305.194 3.992.427 3.534.754 2.885.849 2.405.403 2.044.520 TOTAL ATIVO 5.741.174 5.333.760 4.782.915 4.516.186 3.945.779 3.258.105

123

CIRCULANTE 2007 2006 2005 2004 2003 2002 Fornecedores 694.905 662.644 628.962 532.074 489.226 502.919

Empréstimos e financiamentos 460.893 423.182 225.191 174.638 653.013 392.791

Impostos, taxas e contribuições 367.584 303.185 212.927 172.928 125.266 76.482

Obrigações Sociais e trabalhistas 35.901 30.881 44.315 43.310 23.900 18.648


Dividendos a Pagar 158.484 108.527 225.735 222.087 85.727 77.967

Outras contas a pagar 18.315 33.259 22.462 38.916 47.899 34.580

Total do circulante 1.754.627 1.579.159 1.379.922 1.212.727 1.481.231 1.189.968 EXIGÍVEL A LONGO PRAZO Empréstimos e financiamentos 1.618.914 1.581.106 1.456.282 1.086.036 551.644 590.855

Fornecedores 0 267 19.508 395.564 262.616 10.356

Provisão para contingências 73.300 49.268 48.593 54.508 47.621 34.441

Benefícios pós-emprego 161.826 171.501 149.758 126.268 137.419 123.955

Impostos diferidos 14.881 14.350 17.537 17.408 20.424 25.987

Outros 84.365 72.639 75.687 66.114 17.300 6.252

Total do exigível a longo prazo 1.953.286 1.889.131 1.767.365 1.745.898 1.037.024 791.846 PATRIMÔNIO LÍQUIDO Capital social 834.390 706.064 599.485 565.973 549.600 512.686

Reserva de Capital 177.155 238.600 348.496 167.946 171.042 139.934

Reservas de Reavaliação 20.115 27.088 28.531 29.992 31.524 32.962

Reservas de Lucros 989.274 884.385 305.333 483.891 465.370 442.330

Lucros Acumulados 12.327 9.333 353.783 309.759 209.988 148.379

Total do patrimônio líquido 2.033.261 1.865.470 1.635.628 1.557.561 1.427.524 1.276.291 TOTAL PASSIVO e P. LÍQUIDO 5.741.174 5.333.760 4.782.915 4.516.186 3.945.779 3.258.105

124

Demonstração de Resultados - CONSOLIDADO Em milhares de Reais 2007 2006 2005 2004 2003 2002

Receita Operacional Receita de vendas de gás 7.423.239 6.767.014 5.829.988 5.355.692 4.613.964 3.010.664

Outras receitas 65.022 55.747 48.137 47.929 37.285 33.302

Receita operacional bruta 7.488.261 6.822.761 5.878.125 5.403.621 4.651.249 3.043.966 Deduções Impostos sobre vendas e abatimentos -1.485.108 -1.355.011 -988.117 -868.276 -714.468 -422.988

Devoluções de vendas 0 0 -4.954 0 0 0

Receita operacional líquida 6.003.153 5.467.750 4.885.054 4.535.345 3.936.781 2.620.978

Custo dos produtos vendidos e serviços prestados -3.999.555 -3.659.072 -3.324.676 -3.142.250 -2.947.886 -1.731.172

Lucro Bruto 2.003.598 1.808.678 1.560.378 1.393.095 988.895 889.806 Despesas de Vendas -134.784 -124.867 -99.908 -87.638 -26.619 -20.724

Despesas Gerais e Administrativas -373.233 -313.366 -305.069 -323.292 -311.488 -277.743

Despesas Tributárias 0 0 -2.755 -2.979 -3.213 -1.735

Despesas Financeiras líquidas -231.519 -273.006 -228.167 -198.293 -146.390 -179.710

Despesa de Depreciação e amortização -204.812 -175.702 -137.361 -113.057 -85.995 -70.497

Outras receitas (despesas) operacionais 8.798 -6.278 -19.802 -38.383 7.311 -12.857

Lucro Operacional 1.068.048 915.459 767.316 629.453 422.501 326.540 Resultado Não Operacional -58.611 -58.125 -55.688 -59.255 -44.442 -52.429

Lucro Antes do I Renda e CSLL 1.009.437 857.334 711.628 570.198 378.059 274.111 I. Renda e C. Social -302.137 -244.727 -195.375 -149.428 -84.708 -49.147

Lucro Líquido 707.300 612.607 516.253 420.770 293.351 224.964

125

Cálculo do EVA - CONSOLIDADO

Em milhares de Reais 2007 2006 2005 2004 2003 2002 1. Lucro líquido operacional (NOPAT)

Lucro Operacional 1.068.048 915.459 767.316 629.453 422.501 326.540 Despesas Financeiras Líquidas -231.519 -273.006 -228.167 -198.293 -146.390 -179.710

Lucro Operacional Ajustado 1.299.567 1.188.465 995.483 827.746 568.891 506.250

I. Renda e C. Social 441.853 404.078 338.464 281.434 193.423 172.125

NOPAT 857.714 784.387 657.019 546.312 375.468 334.125

2. Capital Investido 4.041.686 3.817.924 3.398.912 3.248.422 2.667.143 2.200.123 Custo de Capital (WACC) 13,66% 13,66% 13,66% 13,66% 13,66% 13,66%

Encargo de Capital 552.094 521.528 464.291 443.734 364.332 300.537 Capital Investido Médio 3.929.805 3.608.418 3.323.667 2.957.783 2.433.633 2.200.123 Encargo de Capital 536.811 492.910 454.013 404.033 332.434 300.537 EVA Anual 320.903 291.477 203.006 142.279 43.034 33.588 EVA Anual Acumulado 1.034.287 713.384 421.907 218.901 76.622 33.588

ROIC 21,8% 21,7% 19,8% 18,5% 15,4% 15,2% WACC 13,7% 13,7% 13,7% 13,7% 13,7% 13,7%

EVA 8,2% 8,1% 6,1% 4,8% 1,8% 1,5%

126

ANEXO B - COMGÁS

Em milhares de Reais

Balanço Patrimonial 2007 2006 2005 2004 2.003 2002 CIRCULANTE Disponibilidades 34.379 40.238 38.402 13.615 92.346 65.843


Estoques 48.527 93.231 140.539 212.948 313.142 357.395


Outros Créditos 15.127 22.931 60.283 35.938 29.029 13.189

Despesas antecipadas 773 522 3.060 3.281 3.031 3.430

Total do circulante 614.364 639.985 562.191 540.890 676.013 752.021

REALIZÁVEL LONGO PRAZO Contas a receber - clientes

Impostos a recuperar e diferidos 74.748 74.085 76.948 97.568 113.452 111.275

Despesas antecipadas 2.615 5.230 7.845

Depósitos judiciais

Outros Créditos 27.087 22.161 8.022 7.069 5.699 5.811

Total do realizável a longo prazo 101.835 96.246 84.970 107.252 124.381 124.931 PERMANENTE Investimentos 0 3 30 30 39 7.997

Imobilizado 2.160.456 1.928.777 1.634.101 1.257.764 1.064.928 893.898

Diferido 259.664 271.707 297.793 338.841 379.947 425.254

Total do permanente 2.420.120 2.200.487 1.931.924 1.596.635 1.444.914 1.327.149 TOTAL ATIVO 3.136.319 2.936.718 2.579.085 2.244.777 2.245.308 2.204.101

127




Obrigações Sociais e trabalhistas 27.031 20.427 20.893 18.557 16.603 13.251


Dividendos a Pagar 13.644 321 152.380 153.553 25.521 26.531

Outras contas a pagar 5.715 6.489 9.826 15.461 11.769 5.705

Total do circulante 853.107 844.103 817.737 682.368 706.017 786.866 EXIGÍVEL A LONGO PRAZO

Empréstimos e financiamentos 1.040.972 897.119 719.873 455.525 428.092 407.036

Fornecedores 19.241 34.945 77.260 10.356

Provisão para contingências 28.984 15.588 16.819 16.151 16.220 17.447

Benefícios pós-emprego 111.026 101.842 92.881 85.338 80.974 77.070

Impostos diferidos 7.660 7.861 8.580 10.453 12.334 14.205

Outros 18.096 20.194 22.697 14.536 12.626 4.176

Total do exigível a longo prazo 1.206.738 1.042.604 880.091 616.948 627.506 530.290 PATRIMÔNIO LÍQUIDO

Capital social 326.278 245.930 245.465 245.058 244.783 244.516

Reservas de Capital 142.631 212.140 305.211 128.376 124.766 119.725

Reservas de Reavaliação 20.115 27.088 28.531 29.992 31.524 32.962


Lucros Acumulados 257.275 254.980 177.337 103.128

Total do patrimônio líquido 1.076.474 1.050.011 881.257 945.461 911.785 886.945 TOTAL PASSIVO e P. LÍQUIDO 3.136.319 2.936.718 2.579.085 2.244.777 2.245.308 2.204.101

128

Demonstração de Resultados - COMGÁS Em milhares de Reais 2007 2006 2005 2004 2003 2002

Receita Operacional Receita de vendas de gás 4.025.920 3.735.118 2.985.579 2.624.661 2.322.577 1.477.888

Outras receitas 30.202 21.933 12.698 8.163 3.864 7.275

Receita operacional bruta 4.056.122 3.757.051 2.998.277 2.632.824 2.326.441 1.485.163 Deduções Impostos sobre vendas -844.210 -784.715 -485.371 -409.030 -380.156 -218.642

Devoluções de vendas

Receita operacional líquida 3.211.912 2.972.336 2.512.906 2.223.794 1.946.285 1.266.521

Custo dos produtos vendidos e serviços prestados -1.998.081 -1.875.729 -1.604.658 -1.444.068 -1.446.925 -748.722

Lucro Bruto 1.213.831 1.096.607 908.248 779.726 499.360 517.799 Despesas de Vendas -73.056 -62.379 -54.246 -45.241 -26.619 -20.724


Despesas Tributárias



Outras receitas (despesas) operacionais

Lucro Operacional 682.072 660.586 483.879 368.593 146.546 160.652 Resultado Não Operacional -59.419 -60.932 -57.185 -59.201 -48.369 -53.878

Lucro Antes do I. Renda e CSLL 622.653 599.654 426.694 309.392 98.177 106.774 I. Renda e C. Social -179.662 -163.272 -107.621 -67.642 5.294 971

Lucro Líquido 442.991 436.382 319.073 241.750 103.471 107.745

129

Cálculo do EVA - COMGÁS Em milhares de Reais 2007 2006 2005 2004 2003 2002

1. Lucro líquido operacional (NOPAT)

Lucro Operacional 682.072 660.586 483.879 368.593 146.546 160.652

Despesas Financeiras Líquidas -134.120 -107.490 -107.639 -112.745 -130.312 -143.944

Lucro Operacional Ajustado 816.192 768.076 591.518 481.338 276.858 304.596

I. Renda e C. Social 277.505 261.146 201.116 163.655 94.132 103.563

NOPAT 538.687 506.930 390.402 317.683 182.726 201.033

2. Capital Investido 2.257.944 2.069.986 1.817.894 1.628.339 1.546.471 1.522.619 Custo de Capital (WACC) 13,66% 13,66% 13,66% 13,66% 13,66% 13,66%

Encargo de Capital 308.435 282.760 248.324 222.431 211.248 207.990

Capital Investido Médio 2.163.965 1.943.940 1.723.117 1.587.405 1.534.545 1.522.619 Encargo de Capital 295.598 265.542 235.378 216.840 209.619 207.990 EVA Anual 243.089 241.388 155.024 100.844 -26.893 -6.956 EVA Anual Acumulado 706.496 463.407 222.019 66.995 -33.849 -6.956

ROIC 24,9% 26,1% 22,7% 20,0% 11,9% 13,2% WACC 13,7% 13,7% 13,7% 13,7% 13,7% 13,7%

EVA 11,2% 12,4% 9,0% 6,4% -1,8% -0,5%

130

ANEXO C - BAHIAGÁS Em milhões de Reais

Balanço Patrimonial 2007 2006 2005 2004 2003 2002 CIRCULANTE Disponibilidades 103.471 49.129 51.368 29.324 68.844 50.674


Estoques 1.055 870 683 503 347 1


Outros créditos 83 65 525 82 20 96

Despesas pagas antecipadamente 428 365 303 341 136 53


REALIZÁVEL LONGO PRAZO Contas a receber - Clientes

Impostos a recuperar e diferidos 2.495 4.539 3.156 3.657 562 562

Despesas pagas antecipadamente 564 655 293

Depósitos Judiciais 540 502 621 46 40 34

Total do realizável a longo prazo 3.599 5.696 4.070 3.703 602 596 PERMANENTE Investimentos 0 0 0 0

Imobilizado 211.002 214.154 178.318 134.929 94.091 56.197

Diferido 1.341 1.511 1.739 542 405 23

Total do permanente 212.343 215.665 180.057 135.471 94.496 56.220 TOTAL ATIVO 361.045 297.595 269.000 252.417 224.240 134.398

131


Empréstimos e financiamentos


Obrigações Sociais e trabalhistas 1.310 1.503 923 749 584 332

Partes relacionadas


Outras contas a pagar 359 182 233 9.552 6.253 125


EXIGÍVEL A LONGO PRAZO Empréstimos e financiamentos

Fornecedores Provisão para contingências 1.009 398

Benefícios pós-emprego

Impostos diferidos

Outros 906 492 1.038 765 883 1.246

Total do exigível a longo prazo 1.915 890 1.038 765 883 1.246

PATRIMÔNIO LÍQUIDO Capital social 196.471 180.282 92.183 78.838 64.975 28.328

Reservas de Capital 22.855 17.185 18.415 13.345 42.674 17.925

Reservas de Reavaliação

Reservas de Lucro

Lucros Acumulados 12.327 9.333 96.508 54.779 32.651 45.251

Total do patrimônio líquido 231.653 206.800 207.106 146.962 140.300 91.504 TOTAL PASSIVO e P. LÍQUIDO 361.045 297.595 269.000 252.417 224.240 134.398

132

Demonstração de Resultados – BAHIAGÁS Em milhões de Reais 2007 2006 2005 2004 2003 2002

Receita Operacional Receita de vendas de gás 751599 635216 612.625 629.448 605.271 372.493

Outras receitas 75 442 423 368 638 402

Receita operacional bruta 751.674 635.658 613.048 629.816 605.909 372.895 Deduções Impostos sobre vendas -156766 -132934 -126.617 -129.757 -94.455 -58.071

Devoluções de vendas -4.954

Receita operacional líquida 594.908 502.724 481.477 500.059 511.454 314.824

Custo dos produtos vendidos e serviços prestados -492806 -417507 -398.225 -430.069 -440.323 -257.766

Lucro Bruto 102.102 85.217 83.252 69.990 71.131 57.058 Despesas de Vendas -1910 -1897 Despesas Gerais e Administrativas -16599 -14052 -8.495 -18.846 -10.271 -8.227

Despesas Tributárias 0 0 -2.755 -2.979 -3.213 -1.735

Despesas Financeiras líquidas 6386 5907 4.856 4.243 12.147 5.881

Despesa de Depreciação e amortização 0 0 -521 -449 -416 -369

Outras receitas (despesas) operacionais 1347 338 2.018 -4.843 0 216

Lucro Operacional 91.326 75.513 78.355 47.116 69.378 52.824 Resultado Não Operacional -39 8 0 0 2 -164

Lucro Antes do I. Renda e CSLL 91.287 75.521 78.355 47.116 69.380 52.660 I. Renda e C. Social -31408 -24361 -23.629 -20.994 -23.754 -17.955

Lucro Líquido 59.879 51.160 54.726 26.122 45.626 34.705

133

Cálculo do EVA - BAHIAGÁS 2007 2006 2005 2004 2003 2002 Em milhões de Reais



Despesas Financeiras Líquidas 6.386 5.907 4.856 4.243 12.147 5.881


I. Renda e C. Social 28.880 23.666 24.990 14.577 19.459 15.961

NOPAT 56.060 45.940 48.509 28.296 37.772 30.982

2. Capital Investido 185.067 205.354 168.735 123.842 82.292 49.506 Custo de Capital (WACC) 13,66% 13,66% 13,66% 13,66% 13,66% 13,66%

Encargo Financeiro 25.280 28.051 23.049 16.917 11.241 6.763 Capital Investido Médio 195.211 187.045 146.289 103.067 65.899 49.506 Encargo Financeiro 26.666 25.550 19.983 14.079 9.002 6.763 EVA Anual 29.395 20.390 28.526 14.217 28.771 24.220 EVA Anual Acumulado 145.518 116.124 95.734 67.208 52.991 24.220

ROIC 28,7% 24,6% 33,2% 27,5% 57,3% 62,6% WACC 13,7% 13,7% 13,7% 13,7% 13,7% 13,7%

EVA 15,1% 10,9% 19,5% 13,8% 43,7% 48,9%

134

ANEXO D- CEG Em milhares de Reais

Balanço Patrimonial 2007 2006 2005 2004 2003 2002 CIRCULANTE Disponibilidades 8.467 7.986 8.892 46.640 36.369 4.559 Contas a receber de clientes 183.661 160.330 149.431 122.151 88.500 71.104 Estoques 2.393 3.965 3.318 7.072 5.894 3.530 Impostos a recuperar 49.826 43.140 47.337 29.360 104.284 36.987 Outro créditos 4.051 4.895 5.128 7.555 5.115 4.850 Despesas antecipadas 8.314 6.573 1.858 3.249 1.954 2.212 Partes relacionadas 1.962 1.779 4.212 4.258 2.692 2.455 Adiantamentos a fornecedores 5.056 8.399 4.440 3.239 3.742 5.479 Total do circulante 263.730 237.067 224.616 223.524 248.550 131.176

REALIZÁVEL LONGO PRAZO Contas a receber - Clientes Impostos a recuperar e diferidos 47.796 50.800 42.870 43.488 23.594 19.096 Despesas pagas antecipadamente Depósitos Judiciais 33.218 20.582 25.394 22.604 18.898 16.757 Outros créditos 7.005 2.347 19.646 19.044 20.794 18.102

Total do realizável a longo prazo 88.019 73.729 87.910 85.136 63.286 53.955 PERMANENTE Investimentos 380 380 380 380 380 380 Imobilizado 1.002.179 940.031 859.419 708.034 555.279 426.814 Diferido 295.150 283.978 247.342 181.573 110.246 61.508 Total do permanente 1.297.709 1.224.389 1.107.141 889.987 665.905 488.702 TOTAL ATIVO 1.649.458 1.535.185 1.419.667 1.198.647 977.741 673.833

135

2007 2006 2005 2004 2003 2002 CIRCULANTE Fornecedores 153.710 112.466 123.256 98.061 93.037 59.943 Empréstimos e financiamentos 287.573 226.912 69.338 75.418 326.323 120.583 Impostos, taxas e contribuições 73.067 45.140 45.754 22.666 53.541 27.191 Obrigações Sociais e trabalhistas 6.532 8.102 7.729 6.618 6.297 4.887 Partes relacionadas 57 2.639 9.642 9.197 7.501 Dividendos a Pagar 55.804 33.095 36.191 35.034 31.367 25.430 Outras contas a pagar 10.562 24.850 8.307 11.767 22.655 21.887 Total do circulante 587.248 450.622 293.214 259.206 542.417 267.422 EXIGÍVEL A LONGO PRAZO Empréstimos e financiamentos 449.043 540.950 634.724 501.129 73.575 114.362 Fornecedores Provisão para contingências 39.134 31.563 30.486 37.230 30.681 16.853 Benefícios pós-emprego 49.098 68.467 55.965 40.207 56.034 46.533 Impostos diferidos Outros 65.139 50.361 51.538 50.303 3.185 128 Total do exigível a longo prazo 602.414 691.341 772.713 628.869 163.475 177.876 PATRIMÔNIO LÍQUIDO Capital social 195.514 180.244 180.244 180.244 180.244 180.244 Reservas de Capital 2.194 2.194 2.194 2.194 2.194 2.194 Reservas de Reavaliação Reservas de Lucros 262.088 210.784 171.302 128.134 89.411 46.097 Lucros Acumulados Total do patrimônio líquido 459.796 393.222 353.740 310.572 271.849 228.535 TOTAL PASSIVO e P. LÍQUIDO 1.649.458 1.535.185 1.419.667 1.198.647 977.741 673.833

136

Demonstração de Resultados - CEG Em milhares de Reais 2007 2006 2005 2004 2003 2002 Receita Operacional Receita de vendas de gás 1.627.334 1.371.938 1.254.947 1.151.816 874.909 622.076 Outras receitas 26.789 32.062 34.272 37.720 30.771 23.055 Receita operacional bruta 1.654.123 1.404.000 1.289.219 1.189.536 905.680 645.131 Deduções Impostos sobre vendas -321.761 -281.239 -248.542 -216.745 -151.545 (99.924) Devoluções de vendas Receita operacional líquida 1.332.362 1.122.761 1.040.677 972.791 754.135 545.207 Custo dos produtos vendidos e serviços prestados -823.995 -655489 -614.662 -579.036 -443.056 -289.152 Lucro Bruto 508.367 467.272 426.015 393.755 311.079 256.055 Despesas de Vendas -58.058 -59.233 -44.612 -41.549 Despesas Gerais e Administrativas -104.479 -87.256 -83.064 -96.578 -138.225 -108.871 Despesas Tributárias Despesas Financeiras líquidas -93.913 -136.472 -108.650 -73.819 -19.680 -35.795 Despesa de Depreciação e amortização -84.871 -74.489 -54.961 -41.630 -30.348 (25.552) Outras receitas (despesas) operacionais 6.666 -6.045 -21.674 -33.550 6.396 -12.905 Lucro Operacional 173.712 103.777 113.054 106.629 129.222 72.932 Resultado Não Operacional 847 2.428 1.507 -60 3.890 1.957 Lucro Antes do I. Renda e CSLL 174.559 106.205 114.561 106.569 133.112 74.889 I. Renda e C. Social -52.181 -33.628 -35.152 -32.812 -41.762 -19.634 Lucro Líquido 122.378 72.577 79.409 73.757 91.350 55.255

137

Cálculo do EVA - CEG 2007 2006 2005 2004 2.003 2002 1. Lucro líquido operacional (NOPAT) Lucro Operacional 173.712 103.777 113.054 106.629 129.222 72.932 Despesas Financeiras Líquidas -93.913 -136.472 -108.650 -73.819 -19.680 -35.795 Lucro Operacional Ajustado 267.625 240.249 221.704 180.448 148.902 108.727 I. Renda e C. Social 90.993 81.685 75.379 61.352 50.627 36.967 NOPAT 176.633 158.564 146.325 119.096 98.275 71.760 2. Capital Investido 1.243.749 1.186.193 1.085.101 875.513 666.745 484.351 Custo de Capital (WACC) 13,66% 13,66% 13,66% 13,66% 13,66% 13,66% Encargo Financeiro 169.896 162.034 148.225 119.595 91.077 66.162 Capital Investido Médio 1.214.971 1.135.647 980.307 771.129 575.548 484.351 Encargo Financeiro 165.965 155.129 133.910 105.336 78.620 66.162 EVA Anual 10.667 3.435 12.415 13.759 19.655 5.597 EVA Anual Acumulado 65.530 54.862 51.427 39.012 25.253 5.597

138

Em milhares de Reais ANEXO E – CEG - RIO

Balanço Patrimonial 2007 2006 2005 2004 2003 2002

CIRCULANTE

Disponibilidades 12.893 13.448 13.081 42.741 18.889 4.551


Estoques 863 580 404 539 316 122


Outros créditos 1.790 3.022 13.617 2.751 2.250 2.150

Despesas antecipadas 251 160 74 355 310 1.768


REALIZÁVEL LONGO PRAZO

Contas a receber – Clientes

Impostos a recuperar e diferidos 7.361 6.701 1.279 657 1.090 1.451

Despesas antecipadas

Depósitos judiciais

Outros créditos 1.254 2.414 516 553 453 41

Total do realizável a longo prazo 8.615 9.115 1.795 1.210 1.543 1.492

PERMANENTE

Investimentos

Imobilizado 203.295 190.541 164.688 128.644 89.335 73.647

Diferido 33.761 31.656 25.635 14.655 5.702 1.994

Total do permanente 237.056 222.197 190.323 143.299 95.037 75.641

TOTAL ATIVO 338.488 320.873 308.743 276.982 161.773 122.946

139




Obrigações Sociais e trabalhistas 480 328 14.330 16.956

Partes relacionadas 1.644 902 1.522 2.419 1.223 1.109


Outras contas a pagar 1.107 1.217 3.255 235 638 1.405

Total do circulante 116.670 110.636 158.090 120.546 109.246 66.679 EXIGÍVEL A LONGO PRAZO Empréstimos e financiamentos 109.870 117.311 69.745 91.547 6.739 22.719

Fornecedores

Provisão para contingências 4.173 1.719 1.288 1.127 720 141

Benefícios pós-emprego

Impostos diferidos

Outros 224 1.592 414 510 606 702

Total do exigível a longo prazo 114.267 120.622 71.447 93.184 8.065 23.562

PATRIMÔNIO LÍQUIDO Capital social 44.762 39.558 31.581 22.185 19.950 19.950

Reservas de Capital 90 90 90 90 90 90

Reservas de Reavaliação 0 0 0 0 0 0


Lucros Acumulados Total do patrimônio líquido 107.551 89.615 79.206 63.252 44.462 32.705 TOTAL PASSIVO e P. LÍQUIDO 338.488 320.873 308.743 276.982 161.773 122.946

140

Demonstração de Resultados - CEG - RIO Em milhares de Reais 2007 2006 2005 2004 2003 2002

Receita Operacional Receita de vendas de gás 754.597 710.990 723.327 623.256 517.564 433.227

Outras receitas 820 1.251 700 1.527 1.541 2.164

Receita operacional bruta 755.417 712.241 724.027 624.783 519.105 435.391 Deduções Impostos sobre vendas -111.864 -94.246 -85.196 -74.011 -51.007 -31.176



Custo dos produtos vendidos e serviços prestados -541.724 -523434 -556.755 -474.457 -411.707 -358.228

Lucro Bruto 101.829 94.561 82.076 76.315 56.391 45.987 Despesas de Vendas





Outras receitas (despesas) operacionais -888 -421 -187 144 -220

Lucro Operacional 48.767 26.843 42.832 50.640 34.870 36.292 Resultado Não Operacional 35

Lucro Antes do I. Renda e CSLL 48.767 26.843 42.832 50.640 34.905 36.292 I. Renda e C. Social -14.602 -7.017 -12.444 -14.850 -11.405 -11.488

Lucro Líquido 34.165 19.826 30.388 35.790 23.500 24.804

141

Cálculo do EVA - CEG RIO 2007 2006 2005 2004 2.003 2002



Despesas Financeiras Líquidas -15.676 -28.964 -14.755 -5.936 -5.469 -2.728


I. Renda e C. Social 21.911 18.974 19.580 19.236 13.715 13.267

NOPAT 42.532 36.833 38.007 37.340 26.624 25.753


Encargo Financeiro 30.942 31.414 26.910 18.382 12.452 9.662

Capital Investido Médio 228.245 213.485 165.782 112.864 80.947 70.734 Encargo Financeiro 31.178 29.162 22.646 15.417 11.057 9.662 EVA Anual 11.354 7.671 15.362 21.923 15.566 16.091 EVA Anual Acumulado 87.967 76.612 68.942 53.580 31.657 16.091

ROIC 18,6% 17,3% 22,9% 33,1% 32,9% 36,4% WACC 13,7% 13,7% 13,7% 13,7% 13,7% 13,7%

EVA 5,0% 3,6% 9,3% 19,4% 19,2% 22,7%

142

ANEXO F - COMPAGÁS Em milhões de Reais

Balanço Patrimonial 2007 2006 2005 2004 2003 2002

CIRCULANTE Disponibilidades 70656 49827 32.448 20.199 19.673 12.154

Contas a receber de clientes 16079 34290 13.157 9.520 6.909 6.757

Estoques 514 543 605 363 28 46

Impostos a recuperar 8016 6816 5.264 5.314 1.955 3.318

Outro créditos 484 592 774 1.803 5.900 633

Despesas pagas antecipadamente

Total do circulante 95.749 92.068 52.248 37.199 34.465 22.908 REALIZÁVEL LONGO PRAZO Contas a receber - Clientes 21239 19075 26.344 382.283 194.793 668

Impostos a recuperar e diferidos 848 2510 2.470 2.486 2.408 2.443

Despesas antecipadas 62 47 49 938

Total do realizável a longo prazo 22.149 21.632 28.863 385.707 197.201 3.111

PERMANENTE Investimentos 2 2 2 2 1 0

Imobilizado 132814 124479 119.932 115.459 100.833 94.995

Diferido 5150 5208 5.375 4.996 4.217 1.813

Total do permanente 137.966 129.689 125.309 120.457 105.051 96.808

TOTAL ATIVO 255.864 243.389 206.420 543.363 336.717 122.827

143

2007 2006 2005 2004 2003 2002 CIRCULANTE Fornecedores 22105 38434 17.338 10.875 17.695 19.047

Empréstimos e financiamentos 6328 6418 6.376 6.295 6.166 1.727

Impostos, taxas e contribuições 24650 19988 15.298 16.120 3.373 943

Obrigações Sociais e trabalhistas 548 521 440 430 416 178

Partes relacionadas

Dividendos a Pagar 15922 18011 9.732 10.296 6.260

Outras contas a pagar 572 521 841 1.901 6.584 5.458


EXIGÍVEL A LONGO PRAZO Empréstimos e financiamentos 19029 25726 31.940 37.835 43.238 46.738

Fornecedores 0 267 267 360.619 185.356 Provisão para contingências

Benefícios pós-emprego 1702 1192 912 723 411 352

Impostos diferidos 7221 6489 8.957 6.955 8.090 11.782

Outros

Total do exigível a longo prazo 27.952 33.674 42.076 406.132 237.095 58.872

PATRIMÔNIO LÍQUIDO Capital social 71365 60050 50.012 39.648 39.648 39.648

Reserva Legal 9385 6991 22.586 23.941 1.318

Reservas de Reavaliação

Reserva de Lucros 77037 58781 41.721 27.725 18.162 -3.046

Total do patrimônio líquido 157.787 125.822 114.319 91.314 59.128 36.602 TOTAL PASSIVO e P. LÍQUIDO 255.864 243.389 206.420 543.363 336.717 122.827

144

Demonstração de Resultados - COMPAGÁS Em milhões de Reais 2007 2006 2005 2004 2003 2002

Receita Operacional Distribuição de gás canalizado 263789 313752 253.510 326.511 293.643 104.980

Outras receitas 7136 59 44 151 471 406

Receita operacional bruta 270.925 313.811 253.554 326.662 294.114 105.386 Deduções Impostos sobre vendas e abatimentos -50507 -61877 -42.391 -38.733 -37.305 -15.175



Custo dos produtos vendidos e serviços prestados -142949 -186913 -150.376 -214.620 -205.875 -77.304

Lucro Bruto 77.469 65.021 60.787 73.309 50.934 12.907 Despesas de Vendas -1760 -1358 -1.050 -848 Despesas Gerais e Administrativas -10127 -9253 -8.837 -6.147 -6.144 -5.995


Despesas Financeiras líquidas 5804 -5987 -1.979 -10.036 -3.076 -3.124

Despesa de Depreciação e amortização

Outras receitas (despesas) operacionais 785 317 275 197 771 52

Lucro Operacional 72.171 48.740 49.196 56.475 42.485 3.840 Resultado Não Operacional 371 -10 6 -344

Lucro Antes do I. Renda e CSLL 72.171 49.111 49.186 56.481 42.485 3.496 I. Renda e C. Social -24284 -16449 -16.529 -13.130 -13.081 -1.041

Lucro Líquido 47.887 32.662 32.657 43.351 29.404 2.455

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Cálculo do EVA - COMPAGÁS 2007 2006 2005 2004 2003 2002 1. Lucro líquido operacional (NOPAT)


Despesas Financeiras Líquidas 5.804 -5.987 -1.979 -10.036 -3.076 -3.124


I. Renda e C. Social 22.565 18.607 17.400 22.614 15.491 2.368

NOPAT 43.802 36.120 33.776 43.897 30.070 4.596


Encargo Financeiro 17.541 17.269 17.783 66.409 38.313 9.960

Capital Investido Médio 127.414 128.302 308.173 383.318 176.694 72.913 Encargo Financeiro 17.405 17.526 42.096 52.361 24.136 9.960 EVA Anual 26.398 18.594 -8.321 -8.464 5.934 -5.364 EVA Anual Acumulado 28.777 2.379 -16.215 -7.894 570 -5.364

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TESE Fernando Marques - Início | IEE - Instituto de … À Professora Virgínia Parente, minha orientadora, por todo o apoio recebido ao longo do doutoramento e do desenvolvimento